Светает

Светает
Светает
Фото: Валерий Семенов

Главным событием года в энергетике будет, по Чубайсу, старт новой политики, которая «развернет всю стратегию развития отрасли». Цель политики — «немедленная и долгосрочная активизация инвестиций в энергетику России» перед лицом грозящего дефицита мощностей. Почему она необходима? Причина-минус — исчерпание резервов мощности энергии, предельный износ оборудования. Причина-плюс — реформа энергетики, подготовившая те условия и отраслевую среду, которые нужны инвестору: систему взаимоотношений поставщик — потребитель, конкуренцию, возможность выбора, рынок. Дореформенные вертикально интегрированные АО-энерго, объединяющие генерацию, сети и сбыт, не были производителем в чистом виде, значительная часть затрат на сети и сбыт искажала экономику компаний.

Объем конкурентного рынка российской энергетики в 2005 году достиг 2 млрд долларов. «Мы сейчас понимаем, что рынков потребуется три вида, каждый со своими законами и правилами, — говорит Чубайс. — Помимо рынка электроэнергии нужны рынок мощности и рынок системных услуг, без которого невозможно обеспечить надежность. Ради того, чтобы создать структурные и рыночные предпосылки для инвестиций, мы разделили 52 энергосистемы на части. Разделив, стали объединять генерацию, создавать территориальные генерирующие (ТГК) и оптовые генерирующие (ОГК) компании. Ради этого мы консолидировали сети в магистральную федеральную и межрегиональные сетевые компании (ФСК и МРСК), диспетчерские управления — в Системного оператора. Создав предпосылки, мы положили на стол правительства страны конкретную технологию привлечения инвестиций и начинаем разворачивать тот инвестиционный процесс, ради которого затевалась вся реформа».

Энергетическая политика не исчерпывается строительством станций. Во-первых, от РАО «ЕЭС России» потребуется новая концепция технической политики: требования, которые нужно предъявлять по каждому виду оборудования. Они готовы в первой редакции. Определены и запрещены к применению технологии вчерашнего дня. Например, замена традиционной паросиловой установки на вновь созданную, но такой же конструкции с КПД 36% недопустима, потому что парогазовая технология дает КПД в 52%.

Во-вторых, нужна стратегия развития отечественного машиностроения. Страна обладала колоссальным потенциалом в энергомаше. И этот потенциал не растерян, его следует реструктурировать, консолидировать и нацелить на задачи новой энергетической политики. По собственности энергомаш должен замыкаться на энергетику, она способна формулировать техзадания, закладывать уровень параметров.

В-третьих, остро необходима 20-летняя программа размещения объектов энергетики по всей стране. Нужно назвать конкретные точки в регионах, где целесообразно строительство новых мощностей и линий электропередачи. Следующий шаг: развитие системы противоаварийной автоматики и управления режимами для надежной работы энергосистемы с новыми параметрами.

Проект, который определил конфигурацию нынешней электроэнергетики страны, ее наиболее важные параметры, делался в 50е годы. Тогда страна потребляла 200 млрд кВт•ч в год, а проект делался под триллион, то есть пятикратное развитие экономики. К триллиону и пришли: фактическое электропотребление по России в 2005 году — более 950 млрд кВт•ч. «Мы должны сделать новый документ минимум на два триллиона, задающий абсолютно новую технологическую, техническую, научную, инженерную базу, основывающуюся на российском энергомашиностроении, — рисует перспективу Чубайс. — Вот так мы понимаем задачу новой энергетической политики».

Что говорят и делают для «разворота» энергостратегии на Урале, где с этого года ожидается дефицит мощности?

Планы есть

Гендиректор ОАО «МРСК Урала и Волги» Алексей Бобров: «Меня радуют тезисы Анатолия Борисовича, реакция на них правительства и общества — она достаточно позитивна. Мы давно доносили до председателя правления РАО “ЕЭС России” необходимость движения именно в этом направлении. На мой взгляд, выбран совершенно правильный путь и эффективность реализации мероприятий очевидна».

Основным источником инвестиций Чубайс видит вывод ценных бумаг новых компаний (ТГК и ОГК) на мировые рынки капитала. К 1 марта их генеральные директора должны представить в РАО инвестиционные стратегии на пять лет, включающие конкретные проекты и схемы доп-эмиссий под них.

На территории Урала расположены ТГК-9 и ТГК-10. В ТГК-9 (включает генерацию Свердловской области и Пермского края), сообщил генеральный директор Валерий Родин, вопрос инвестиционных проектов и план их финансирования проработаны совместно с акционерами (КЭС-холдингом) и согласованы с РАО как мажоритарием. В конце 2006 — начале 2007 года ТГК-9 проведет эмиссию акций на сумму около 300 млн долларов. Параметры эмиссии будут уточняться после принятия конкретных инвестпроектов акционерами. Бумаги намерены купить акционеры. Это главный источник инвестиций. Плюс 150 — 200 млн долларов собственных средств, так как ТГК-9 — компания безубыточная. Таким образом, 500 млн долларов просматривается. Остальное (еще столько же) составят заемные средства. «Брать кредиты проблем нет, — говорит Валерий Родин, — предполагаемые кредиторы просят одного: доказательств окупаемости проекта, возвратности денег. Над этим надо сейчас работать».

В ТГК-10, управляющей компании в отношении Челябинской (49% у РАО) и Тюменской (100% у РАО) генерирующих, рассматривают несколько источников инвестиций — от прямого кредитования до выпуска облигаций. Но прежде, как рассказал гендиректор  ТГК-10 Андрей  Шишкин, завершится переход компаний на единую акцию (до конца 2006 года). Принципиально вопрос об IPO стоит, однако первый этап — все-таки объединение (ТГК-10 начала функционировать только в декабре 2005го), поэтому объемы инвестиций пока не определены. Крупнейший акционер ТГК10 — РАО «ЕЭС России».

Путь открыт

Частному инвестору, финансовому капиталу электроэнергетика до сих пор была не интересна: доля инвестиций с рынка в структуре капвложений составляет всего 4 — 5%. Приходили только крупные промышленные компании, намеренные получить контроль над мощностями. Останавливало инвесторов отсутствие механизма гарантирования возврата вложенных средств.

7 декабря премьер Михаил Фрадков подписал долгожданное постановление правительства РФ № 738. Как заверил Чубайс, вскоре появится график проведения тендеров с использованием механизма гарантирования инвестиций и «правила игры» в виде нормативных актов. А со второй половины 2006 года в наиболее энергодефицитных регионах начнутся тендеры. Но величина суммарной установленной генерирующей мощности вводимых в эксплуатацию по результатам всех конкурсов электростанций ограничена: по ЕЭС она не превысит 5000 МВт. Это весьма небольшой объем: только чтобы ликвидировать острый энергодефицит на ближайшие годы. Больше государство гарантировать пока не может или не хочет. (Для сравнения: суммарная установленная мощность станций УрФО составляет 25 900 МВт. Для поддержания приемлемого уровня энергообеспеченности территорий округа до 2015 года необходимо ввести в строй новые генерирующие мощности в объеме 5600 МВт. Общий объем инвестиций — около 137 млрд рублей. Для развития электросетевого комплекса в этот же период требуется порядка 75 млрд рублей.) Уже началась борьба регионов, желающих втиснуться в эти рамки. Инвесторы будут реализовывать проекты за счет собственных средств в форме капитальных вложений. Возвращаться деньги начнут после завершения строительства за счет платы за услуги формирования технологического резерва, включенной в тариф Системного оператора (будет создан рынок системных услуг).

Инвестиционный проект, таким образом, будет основан на долгосрочном контракте исполнителя и Системного оператора. Фактически это контракт с государством. Инвестор, выигравший тендер, строит генерирующий источник. В рамках долгосрочного договора на поставку электроэнергии он  как поставщик имеет гарантированный сбыт, а потребитель — гарантированные поставки. Этот механизм обещает и выручку, заложенную в контракт, и инвестиции в энергетику. «Поскольку государство явно не готово к тому, чтобы процесс запуска новых мощностей регулировался рынком напрямую (что автоматически означает большой рост цен), введение механизма гарантирования инвестиций — это хорошее и правильное решение для развития электроэнергетики. Хотя в глобальной перспективе мы, безусловно, выступаем за то, чтобы цены в отрасли определял рынок», — говорит Чубайс. Тендеры будет проводить Российское агентство инвестиций совместно с Системным оператором.

Правила не для всех

Заработает ли механизм, зависит от нормативных актов. Как полагает Алексей Бобров, нужно внести изменения в Налоговый кодекс:

— Мы давно говорим, что нельзя всю прибыль, которую предприятия инвестируют в капитальное строительство, тут же облагать НДС, а возвращать налог по мере пуска объекта очередями. Инвестор сегодня вложил 100 миллионов в станцию, построит ее только через три-четыре года, почему он сейчас должен платить за будущую добавленную стоимость? Это один из очевидных моментов. Следует изменить и порядок продажи электроэнергии. Инвестор, строящий станцию, должен иметь возможность заключать долгосрочный договор и напрямую с потребителем, который готов на пять лет законтрактовать покупки, фиксировать для него цены с дефляторами. Нужно поменять и положение о лизинге (сейчас на энергорынок привлекается очень много машиностроительного оборудования), и Гражданский кодекс, правила землеотводов, взаимодействия с экологами, лесниками и так далее. Необходим серьезный комплекс мер, который позволил бы инвесторам сказать: господа энергетики, у вас хорошая декларация, очень интересные правила, мы пойдем в отрасль.

Прибыль по контрактам с государством окажется не очень большой. Однако Алексей Бобров уверен, что инвестора она заинтересует: «Два тезиса. Большинству инвесторов нужна прежде всего стабильность, а уже потом высокие прибыли. Стабильность и гарантирует контракт, по которому Системный оператор готов в течение пяти лет покупать электроэнергию. Правда, я не очень понимаю, чем именно сможет Системный оператор гарантировать: это небольшая, на 100% государственная компания, у которой толком ни имущества, ни денег. Инвестору нужно увидеть именно финансовую гарантию. Это первое. Второе: частный инвестор строит дешевле и работает эффективнее. Если прибыль по таким контрактам, гарантируемая государством, окажется небольшой, инвестор будет стремиться к минимизации издержек и оптимальной загрузке электростанций».

Валерий Родин также не сомневается в интересе инвесторов. Но подчеркивает: договоры коснутся ограниченного объема генераций в особо энергодефицитных районах страны — там, где крайне серьезные проблемы. Системный оператор сейчас готовит такие предложения. По Уралу, по мнению Валерия Родина, в их сферу попадает только север Тюменской области — Нижневартовск и Серовско-Богословский узел. Но «решение не за нами»: примет предложения правительство или нет — еще вопрос.

По мнению Алексея Боброва, назрела необходимость перехода от максимальной концентрации энергогенерирующих мощностей в виде сверхкрупных ГРЭС к строительству распределенной генерации средней мощности в узлах нагрузки. В правительственную «программу 5000 МВт» должны быть включены проекты строительства электростанций регионального значения в ТаркоСале (ЯНАО), Тюмени и Кургане. МРСК Урала и Волги видит возможность содействия в этом со стороны полномочного представителя президента в Уральском федеральном округе, о чем первый заместитель генерального директора компании Евгений Ушаков сообщил в конце января на встрече с заместителем полпреда Виктором Басаргиным.

Насколько реальны аукционы на Урале во второй половине 2006 года? Если Чубайс говорил об этом с большой вероятностью, то Валерий Родин осторожнее: «На Урале очень велик рост энергопотребления. А механизм гарантирования инвестиций интересен, но ограничен». Он, полагает гендиректор ТГК9, основывается на использовании средств стабилизационного фонда.

Ведутся ли переговоры и можно ли говорить о конкретных инвесторах? Безусловно. Алексей Бобров называет «Итеру», «Интертехэлектро — Новую Генерацию», ряд зарубежных компаний. Например, General Electric рассматривает участие в поставках оборудования под дешевые длинные деньги. Конкретные параметры можно будет обсуждать через два-три месяца. 

Тупиковые тарифы пора корректировать

Динамика инфляции, тарифов на электроэнергию и цен на газЗадача привлечения средств многосоставная. Главное — создать инвестиционный механизм, который бы позволял энергетике отвечать спросу. Ключевое значение имеют тарифы. В том числе для заключения прямых долгосрочных договоров: процесс начнется в этом году и будет нарастать. Сегодняшний уровень тарифов не обеспечит нормальной доходности, а значит, возвратности капиталов. В политизированном, искусственном сдерживании тарифов — главные риски для инвесторов. Темп роста среднеотпускного тарифа на электроэнергию ниже прогнозируемого уровня инфляции. В 2004 году разрыв был невелик: инфляция — 11,7%, прирост тарифа — 11,4%. В 2005м он увеличился: 11,5% и 9,2% соответственно.

В 2006м, по оценке Чубайса, разрыв еще возрастет. Экономисты называют это снижением тарифов в реальном исчислении. В то же время динамика роста цен на газ (основное топливо в электроэнергетике) в разы выше, чем инфляция и тарифы. Это колоссальная ошибка, и если такая стратегия сохранится, цена ее для страны будет трудноизмеримой, уверен глава РАО.

Генеральный директор электросбытовой компании «Энергоджинн» Юрий Зисман прогнозирует:  

— Политика «инфляция минус» выглядит социально привлекательной, но на практике оборачивается экономическим тупиком. Товар, каковым является электричество, она превращает в социальное благо. Но бизнесструктуры, на которые разбита теперь электроэнергетика, не могут быть благотворительными организациями, они строятся на совершенно иных принципах. Такая тарифная политика неизбежно приведет к их разрушению.

Формирование тарифов между тем все более централизуется. «Если в 2005 году РЭКи на 100% формировали тариф, то в 2006м — только на 20%, — отмечает заместитель председателя Региональной энергетической комиссии Свердловской области Надежда Запорожец. — Поскольку сама стоимость выработки электроэнергии утверждается федеральной службой по тарифам, а всю электроэнергию, в том числе с наших станций, мы покупаем через оптовый рынок, передача ее по сетевым компаниям и абонплата РАО формируются тоже на федеральном уровне. На региональном остались только тарифы на передачу электроэнергии по региональным сетям и затраты на сбыт, которые в них минимальны».

Нынешняя власть не может отказаться от регулирования энерготарифов как инструмента контроля над экономическими и социальными процессами. Поэтому она системно против либерализации рынка. «До 2008 года серьезной либерализации, перехода от регулируемого ценообразования к свободному не будет, — прогнозирует директор Института энергетической политики (Москва) Владимир Милов. — Это лишает определенности участников рынка и создает огромные инвестиционные риски». Разве что ситуацию изменит та «корректировка тарифной политики», на которую рассчитывает Чубайс. Возможно, на этот счет и существуют некие договоренности, о которых пока не известно. Эмиссии, кредиты — хорошо, но это только полдела. Надо еще обеспечить нормальную доходность инвестиций. Шансы на нее для тех, кто не входит в пул гарантируемой государством «программы 5000 МВт», низки.

И строить генерацию

Что случится, если корректировки тарифов не произойдет? Будут нарастать ограничения электроэнергии, энергодефицит. «Если тарифная политика сохранится, есть большая опасность, что источники генерации будут разобраны и локализованы среди промышленных потребителей, а малые и средние потребители так и останутся с проблемами рынка, будут платить бешеные деньги за подключение, — говорит генеральный директор КЭСХолдинга, президент ОАО “РКС” Михаил Слободин. — Если мы хотим развивать мощности, нам никуда не уйти от решения тарифной проблемы».

Между тем в отрасли идут уже совсем не те изменения, на которые первоначально рассчитывали реформаторы. Юрий Зисман:

— Сбытовые компании, которые отпочковались от АОэнерго и выделились в самостоятельный бизнес, активно используют административный и лоббистский потенциал для сохранения положения на рынке. Выступая единственным оптовым закупщиком энергии в своем регионе, они отказывают менее крупным представителям сбыта в заключении договоров на поставку электроэнергии, тем самым выдавливая их с рынка. Сейчас это происходит в Свердловской, Челябинской, Тюменской областях и Пермском крае. В обход монополистов на конкурентный рынок энергии пока удается проникать лишь нескольким металлургическим и машиностроительным холдингам. Благодаря большим объемам потребления они могут напрямую выходить на оптовый рынок электроэнергии. Практикуемая стратегия «сбытов» получается не в пользу потребителя. Они работают в том же дореформенном формате. Проекты договоров, которые они предлагают заключить абонентам, — по сути все тот же документ, в который не внесены новшества, удовлетворяющие по максимуму потребности клиентов.

Основная проблема развития энергорынков — отсутствие нормативноправовой базы. Рынок в принципе существует, но он неконкурентен и остается монопольным.

Процесс создания генерации на самом деле уже давно пошел. Пока речь идет о так называемой корпоративной генерации. Поддержке и тиражированию подлежат проекты строительства электростанций средней мощности, реализуемые Сургутнефтегазом, УГМК, Максигрупп, «Синарой», Сибнефтью, НТМК, СУАЛхолдингом и другими.

Как уже сообщал «Э-У» (см. «Новая генерация», № 45 от 28.11.05), в регионе активно обсуждаются перспективы создания энергоисточников, независимых от структур РАО «ЕЭС России». С инициативой строительства станций вблизи крупных потребителей вышла «Итера», подписавшая соглашение с проектноинвестиционной компанией ООО «Интертехэлектро — Новая Генерация» (Москва). Гендиректор «Интертехэлектро — Новая Генерация» Александр Коган завлекал промышленников: «Сейчас перспективное время для создания энергомощностей — нет никаких запретов».

На рабочей встрече в полпредстве Евгений Ушаков представил разработанные МРСК Урала и Волги проекты стратегического развития электроэнергетики регионов, входящих в состав УрФО. В ближайшие дни начнется согласование этих планов с администрациями субъектов.

В основе стратегии лежат принципы энергетической самодостаточности и безопасности округа. Ключевыми источниками финансирования станут внешние вложения, взимание платы за технологическое присоединение к сетям и инвестиционная составляющая в тарифе. Кроме того, для выравнивания условий функционирования энергетики предлагается создать единую тарифную модель (проект уже есть), учитывающую различия между регионами УрФО и интересы всех участников энергорынка. Как подчеркнул Евгений Ушаков, эффективная модернизация отрасли возможна только при тесном взаимодействии власти и энергетических компаний.

Строительство генерирующих мощностей будет эффективно только при адекватном ему развитии магистральных и распределительных электрических сетей. В электросетевом хозяйстве нарастает общий дефицит пропускной способности. Особенно остро он проявляется в форме локальных дефицитов сетевых мощностей в динамично развивающихся зонах — промышленных узлах и мегаполисах. Это областные центры, Серовско-Богословский, Первоуральский, Восточный промышленные узлы в Свердловской области, Сургутский промышленный узел в ХМАО, юговосточные районы ЯНАО. По экспертным оценкам, до 2015 года в развитие электрических сетей УрФО необходимо инвестировать порядка 75 млрд рублей.

Дополнительные материалы:

Проекты в проработке

В ТГК-9 прорабатывают четыре крупных проекта. Первый: Серовско­Богословский энергетический узел, строительство новой электростанции в Краснотурьинске мощностью 350 — 400 МВт для обеспечения Богословского алюминиевого завода, есть также намерения основного акционера СУАЛа строить новый глиноземный завод в Краснотурьинске. Второй проект: строительство в Екатеринбурге котельной с установкой генерирующего оборудования мощностью 100 — 150 МВт для отопления нового района на югозападе города. В этом же проекте реконструкция Ново­Свердловской ТЭЦ.

Второй и третий проекты — в Пермском крае. Это строительство новой Березниковской ТЭЦ в Соликамско­Березниковском промышленном узле, которая заместит ряд существующих и увеличит производство электроэнергии, а также реконструкция ТЭЦ-6 в Перми. Суммарная мощность объектов 800 — 1000 МВт. Цена вопроса — 1 млрд долларов.

В инвестиционные проекты ТГК-10 входят уже сверстанные программы: достройка Челябинской ТЭЦ-3 (декабрь­2006), второго блока парогазовой установки на Тюменской ТЭЦ-1 (2009 — 2010), система трубопроводов из четырех магистральных ниток диаметром 1000 мм в Тюмени для расширения теплоснабжения в новые микрорайоны (2007). К марту будет разработан проект развития тепловых сетей в Сургуте. Стоимость перечисленных проектов — от 6 до 8 млрд рублей, остальные в стадии проработки.

Источники финансирования развития и модернизации энергетики УрФО:

-Инвестиционная составляющая в тарифе на передачу электрической энергии

-Плата за технологическое присоединение к сети

-Внешние инвестиции

 

Комментарии

Материалы по теме

Сбыт не приходит один

Игра в разгаре — правил нет

Соглашение между РАО ЕЭС России и Курганской областью подписано

Энергетики определились с планами

Меткомбинатам не хватает энергии

Еще можно договариваться

 

comments powered by Disqus