Вопрос эксперту

Сокращение инвестиционных программ, наблюдавшееся в течение полутора последних лет, было вполне ожидаемой и естественной реакцией новых собственников, пришедших в электроэнергетику под завышенные обещания быстрого роста спроса на рынке и не менее быстрого и успешного завершения либерализации оптового рынка электроэнергии и мощности. 

Важно отметить, что пересмотр инвестпрограмм начался еще до заметного падения электропотребления. Сразу по завершении процедур продажи пакетов акций очередных ОГК и ТГК их новые владельцы стали «вписывать» в реальные бизнес-планы инвестиционные мечтания РАО «ЕЭС России», значительная часть которых не была обеспечена спросом (в том числе на тепло) или имела невысокую доходность инвестиций или просто технически не могла быть реализована в исходные сроки.

В результате исходный объем инвестиционной программы в тепловой и гидрогенерации сократился вдвое - с 51 ГВт до 26 ГВт. По сути, генерирующие компании отказались от всех проектов сверх обязательств по договорам поставки мощности (ДПМ), которые стали частью инвестиционных обязательств для новых владельцев. При этом внутри большинства компаний был серьезно пересмотрен состав проектов с учетом более тщательного анализа их рыночных позиций, включая неопределенности спроса, объемы инвестиций, цен на топливо и электроэнергию. В результате инвестиционные стратегии, реализуемые компаниями, ориентированы на минимизацию рисков в условиях сохраняющейся высокой неопределенности «правил игры» на рынке и в управлении развитием отрасли. Основными тенденциями этих инвестиционных стратегий является:

• приоритет газовой генерации, отказ от более капиталоемких угольных проектов;

• практически все проекты реализуются на площадках действующих электростанций (в виде расширения или предзамены блоков);

• отказ от проектов «второй» очереди и сдвиг «вправо» проектов «первой» очереди;

• большие объемы работ по модернизации и продлению эксплуатации существующего оборудования, прежде всего паротурбинных газомазутных блоков КЭС и ТЭЦ.

Данные стратегии, предложенные де-факто компаниями и по умолчанию принятые государством, существенно осложняют выполнение долгосрочных стратегических задач в отрасли, связанных с масштабным техперевооружением электростанций (в первую очередь - именно в сфере газовой генерации), а также с диверсификацией структуры потребляемых энергоресурсов и снижением доли газа. Очевидно, что в рамках политики в электроэнергетике нужна эффективная гармонизация бизнес-приоритетов и государственных стратегических задач.

В настоящее время можно говорить о стабилизации состава и объемов инвестиционных программ, масштабы которых фактически полностью определяются условиями обновленных ДПМ с одновременным ужесточением санкций за их невыполнение. При этом государство так и не предложило инвесторам новых, действительно конкурентных и рыночных механизмов для оптимизации инвестиционных стратегий. В соответствии с поправками, внесенными в Правила рынка, все вводы по ДПМ выведены из конкурентного ценообразования на долгосрочном рынке мощности, и будут оплачиваться по принципу гарантированной доходности активов.

Надо отметить, что корректировка инвестиционных программ велась в режиме «ручного» управления инвестиционной деятельности со стороны государства. Фактически, договоры на поставку мощности остались единственной возможностью государства как-то влиять на инвестиционные решения в генерации, поскольку реформа рынка и реструктуризация отрасли устранили прежние тарифные и корпоративные механизмы управления.

Вместе с тем, кажущиеся успехи в формировании инвестиционной программы не являются долгосрочными. Договоренности о вводах в рамках ДПМ распространяются на ближайшие 5, максимум 7 лет. При этом уже через несколько лет возникнет вопрос о «второй инвестиционной волне». По своим масштабам она может быть кратно больше нынешней (в случае эффективного стимулирования техперевооружения электростанций). Однако она может и не состояться вовсе – в случае, если управление развитием в отрасли со стороны государства будет по-прежнему административным и экономически-пассивным, так как повторно «заставить» инвесторов рисковать большими вложениями в условиях высоких рисков вряд ли удастся без того, чтобы они не ушли из отрасли вовсе. На наш взгляд, достаточно перспективной формой взаимодействия в инвестиционной сфере была бы реанимация и развитие механизма гарантирования инвестиций (МГИ). 

Формирование в отрасли системы экономических механизмов для снижения рисков в тепловой генерации является критической для повышения инвестиционной привлекательности сектора. В настоящее время объективно в более выгодном положении по инвестициям в отрасли являются сетевые компании (ФСК и МРСК), в отношении которых действует тарифное регулирование с гарантированной доходностью активов (RAB). В генерации же в «привелигированном» для инвестиций положении находятся контролируемые государством Русгидро и Росэнергоатом. Что же касается ОГК и ТГК, то здесь необходимо сопоставлять как масштабы обязательных инвестиционных программ по ДПМ, так и уровень обеспеченности этих программ средствами, полученными от допэмиссий (и, соответственно – потребность в дополнительном внешнем финансировании). Из 20 новых генерирующих компаний лишь у половины объем средств допэмиссии превышает 50% от объемов финансирования по ДПМ, и лишь у половины из этих 10 условно «благополучных» по ресурсам компаний реализация инвестиционной программы также превышает 50%. 

Анализ показывает также, что только у 40% генкомпаний процент реализации инвестиционной программы выше, чем доля обеспеченности их финансирования средствами допэмиссии. Это говорит о том, что лишь часть генкомпаний успешно решила задачу привлечения дополнительных инвестиционных ресурсов. Одним из фундаментальных препятствий для этого является сравнительно небольшой размер бизнеса отдельных генкомпаний. Годовая выручка ОГК составляет порядка 1-1,5 млрд. долларов, а по большинству ТГК (кроме ТГК-1 и 3) заметно ниже. В то же время стоимость блока ПГУ на 400 МВт укрупнено оценивается в 0,4-0,5 млрд. долларов, а угольного на 300 МВт – приближается к 0,6 млрд. долларов. Таким образом, любой инвестиционный проект, сопоставимый по порядку величины с годовым оборотом компании, заметно увеличивает неопределенность ее будущих финансовых потоков и оценки рискованности для внешних инвесторов. Наиболее естественным решением проблемы является постепенное укрупнение генкомпаний. Наиболее логичным такое укрупнение выглядит для энергоактивов, контролируемых ОАО «Газпром» (ОГК-2 и 6, ТГК-3 и, возможно, ТГК-1), что позволило бы получить компанию с годовой выручкой около 6-7 млрд. долларов.