01 июля 2009 Интерфакс-Экономика
Ровно год назад РАО «ЕЭС России» прекратило свое существование как юридическое лицо. И почти сразу же безоблачное будущее российской электроэнергетики затмил пришедший в страну финансовый кризис. Оказалось, что отрасль совершенно не готова к тому, что спрос на электроэнергию может не только расти, но и падать
Ликвидации холдинга предшествовала многолетняя работа по подготовке энергокомпаний к существованию в автономном режиме и одновременному взаимодействию друг с другом: был не только задан общий курс развития электроэнергетики в виде генеральной схемы размещения объектов отрасли до 2020 года, но и каждая компания имела более или менее четкие представления о своем будущем.
РАО «ЕЭС», на первый взгляд, удалось не только изложить на бумаге свои амбиции в сфере развития электроэнергетики, но и привлечь необходимые средства на их реализацию. Без средств к существованию не остались бы не только компании с частными собственниками, но и компании, оставшиеся «под крылом государства».
Но время и реальность показали, что идеологам не удалось предусмотреть одну небольшую деталь при описании будущего российской единой национальной энергосистемы — РАО «ЕЭС» никак не ожидало, что потребление в России может не только расти, но и падать.
Что это: безграничная вера в стабильность российской экономики или несовершенство риск-менеджмента энергохолдинга — в сущности, уже не имеет большого значения. Непродуманность варианта отрицательной динамики спроса привела к негативным последствиям во всех секторах электроэнергетики.
Генерация в прострации
Символично, но проблемы в отрасли начались также почти год назад, когда мировой финансово-экономический кризис пересек границы РФ. Крупные промышленные потребители начали сокращать производство своей продукции, а как следствие потреблять меньше электроэнергии. Спрос на электроэнергию упал, а перед оптовым рынком начали расти долги. Тогда генкомпании впервые задумались о необходимости ввода именно тех мощностей, которые были зафиксированы еще при РАО «ЕЭС» в так называемых договорах на предоставление мощности (ДПМ). ДПМы, в свою очередь, были «завязаны» на генсхему в электроэнергетике.
Первым с предложениями о «переосмыслении» востребованности новых мощностей выступил «Газпром», являющийся одним из крупнейших инвесторов в отечественную электроэнергетику и контролирующий ОГК-2, -6, ТГК-1 и «Мосэнерго».
Холдинг выносил различные варианты пересмотра инвестпрограмм своих генерирующих компаний: начались они с предложения приостановить инвестиционный проект на Ставропольской ГРЭС с тем, чтобы сконцентрироваться на строительстве новых мощностей на Серовской ГРЭС. Последнее предложение «Газпрома», которое ему уже согласовал «Системный оператор» и дело за решением Минэнерго, — замена части обязательных инвестпроектов в своих генкомпаниях на проекты «Мосэнерго».
Еще один крупный инвестор в российские электроэнергетические активы — «Комплексные энергетические системы» — хоть и не агитировал за кардинальный пересмотр инвестпроектов в своих ТГК-5, -6, -7 и -9, но столкнулся с другой проблемой — нехваткой денег. И не на реализацию инвестпрограммы, как могло бы показаться — «КЭС-Холдинг» никак не может найти средства, чтобы расплатиться за активы, приобретенные у РАО «ЕЭС» в рассрочку — пакеты в ТГК-6 и ТГК-7.
Доли в этих компаниях КЭС приобрели не самостоятельно, а в партнерстве с фондом Prosperity Capital (ТГК-6) и «Газпромом» (ТГК-7). В настоящее время «КЭС-Холдинг» с партнерами ведет переговоры с Минэнерго и «Федеральной сетевой компанией» (ФСК, на ее баланс после ликвидации РАО были переведены некоторые непроданные активы) об отсрочке платежа. Во вторник глава КЭС Михаил Слободин заявил, что надеется в течение месяца-двух достигнуть договоренности по оплате акций ТГК-6 и -7.
Но если у всех перечисленных генкомпаний есть деньги на реализацию инвестпрограммы, а проблемы состоят в определении первоочередного порядка строительства новых мощностей и в оплате купленных активов, то у одной из крупнейших оптовых генкомпаний России — ОГК-1 — проблема другая. У ОГК-1 до последнего времени не только не было средств на реализацию инвестпрограммы, но даже не наблюдалось потенциального стратегического акционера, который эти деньги мог бы предоставить.
Решение проблемы оказалось совершенно неожиданным. ОГК-1 так и осталась госкомпанией, а готовность помочь в реализации ее инвестпрограммы выразило «Интер РАО ЕЭС». Не лишним будет сказать, что в генерации власти решили сделать ставку именно на «Интер РАО», которая развивается и прирастает мощностями со скоростью метеора и имеет все шансы в скором времени стать одним из крупнейших транснациональных игроков.
Итак, ОГК-1 была отдана в управление «Интер РАО», которое в настоящее время готовится к размещению в пользу государства допэмиссии акций для инвестиций.
Но государство, по всей видимости, не намерено ограничиваться ОГК-1 в стремлении расширять и развивать присутствие «Интер РАО» в генерации РФ: власти и миноритарии ТГК-11 договариваются о схеме передачи генкомпании в управление «Интер РАО». Эта компания также не смогла провести допэмиссию своих акций и обособиться от РАО «ЕЭС».
Дело в том, что структура «Роснефти», владеющая 5,6% ТГК-11, инициировала несколько судебных разбирательств, касающихся консолидации генкомпании, проведения допэмиссии акций для инвестиций и для обособления от РАО «ЕЭС». Суд наложил обеспечительные меры на обособление генкомпании и проведение допэмиссии.
Однако стороны в настоящее время находятся на финальной стадии «примирения» и в скором времени суд должен утвердить мировое соглашение между ними.
В перспективе «Интер РАО» рассчитывает получить контроль и над ОГК-1, и над ТГК-11, что, возможно, поможет генкомпаниям с меньшими потерями пройти возникшие трудности.
Долгоиграющая мощность
Все планы генкомпаний и их собственников по развитию пока остаются лишь планами, потому что полноценное функционирование электроэнергетики невозможно без запуска «основы основ» рынка — долгосрочного рынка мощности. Ведь без него у генерирующих компаний нет понимания, как именно будут окупаться их инвестиции.
Участники рынка уже год (опять тот же знаменательный срок!) обсуждают концепцию долгосрочного рынка мощности, но так и не могут прийти к консенсусу. В феврале этого года они бросили попытки договориться самостоятельно и призвали на помощь государство. Спустя несколько месяцев, в июне глава Минэнерго Сергей Шматко пообещал, что уже в первой половине того же месяца ведомство подведет черту в дискуссии о рынке мощности.
Однако уже началось второе полугодие, а столь ожидаемое участниками рынка урегулирование ситуации с рынком мощности вновь перенеслось — теперь на середину июля.
Кроме того, именно с принятием концепции рынка мощности инвесторы связывают и переподписание ДПМов. А это необходимо, потому что, как выяснилось в апреле, главная действующая гарантия нормального функционирования энергосистемы страны — обязательства собственников по вводу новых мощностей и целевому использованию инвестиционных средств — имеют несовершенную юридическую систему.
Мало того, далеко не со всеми собственниками ДПМы были подписаны. Теперь власти разрабатывают новую систему договоров на предоставление мощности, в которой будут закреплены не только обязательства генераторов по вводу энергетических объектов, но генкомпаниям будет гарантирован спрос на вводимые мощности.
«Недавно были утверждены формы ДПМ. Я считаю, что это большой шаг вперед. Но пока не понятно, как будут развиваться события дальше. Первое условие — чтобы был нормальный рынок мощности, которого нет. Видимо, никто не хочет принимать решение», — заявил член совета директоров ОГК-5 Доминик Фаш, представляющий интересы стратегического акционера генкомпании итальянской Enel.
Это вопрос политической воли, считает он. В то же время «уход от этого стратегического решения будет иметь большие последствия», уверен Д.Фаш. Среди последствий он назвал высокую вероятность новых блэкаутов в энергетике через 2-3 года, аналогичных московскому в 2005 году. «Второе — инвесторы уйдут, и надолго», — подчеркнул он. «Но это (решение по рынку мощности — ИФ) вопрос правительства», — заключил представитель Enel.
Также ожидается, что с принятием новых ДПМов произойдет и пересмотр перечня самих новых вводов. Но теперь, очевидно, инвесторы стали более осмотрительны в обещаниях перед государством и не хотят подписываться под инвестиционными обязательствами, пока не будут иметь четкого понимания механизма возврата инвестиций.
RAB или пропал
Без механизма возврата инвестиций не обошлось и в электросетевом комплексе: прорывом здесь должна была стать новая система тарифного регулирования для распредсетевых компаний на основе возвратности совершенных вложений — RAB (Regulatory Asset Base — регулируемая база задействованного капитала).
Суть новой системы — в компенсации стоимости привлеченного и акционерного капитала в тарифе, устанавливаемом государством.
Степень износа оборудования в межрегиональных распределительных сетях сейчас составляет 48%, а на его замену в ближайшие годы необходимо потратить 500 млрд рублей. Источником финансирования инвестиционных программ МРСК является плата за техническое присоединение и тарифы.
Однако действующие в подавляющем большинстве регионов России система тарифного регулирования — метод экономически обоснованных затрат («затраты плюс») — не стимулирует компании снижать издержки и инвестировать средства в развитие.
Тогда для спасения ситуации ведомствами и РАО «ЕЭС» и была придумана RAB-система. Естественно, подготовка к ней шла очень оживленно: была сформулирована нормативно-правовая база, выбраны несколько компаний-счастливчиков, которые перейдут на RAB-тарифы в первую очередь и смогут раньше всех окупить свои вложения.
Экспериментальными регионами стали Тверская, Липецкая, Белгородская, Пермская, Тульская, Рязанская, Астраханская и Ярославская области. Распредсетевые компании этих областей произвели все необходимые процедуры по переходу на RAB, рассчитали необходимые объемы выручки, произвели оценку базы капитала и подали в Федеральную службу по тарифам заявки на утверждение им RAB-тарифов.
После некоторых затруднений и корректировок ФСТ приняла решения для распредсетевых компаний 8 регионов, и с того момента они стали гордо называться «пилотными».
Но вот прошло время, и выяснилось, что перспектива RAB-регулирования не так уж и безоблачна: у регионов, перешедших на RAB, есть трудности с привлечением кредитов.
Дело в том, что RAB подразумевает инвестирование за счет кредитных средств, а процентные ставки в условиях кризиса выросли вдвое. В «пилотных» регионах позиция местных властей по отношению к новой системе регулирования тарифов изменилась с позитивной на негативную. У компаний в классической системе регулирования возможность привлечения кредитных ресурсов сейчас выше.
В целом участники энергорынка констатируют, что введение RAB-системы из-за кризиса тормозится, и далеко не все регионы смогут перейти на новую систему тарифного регулирования с 2010 года, как ранее планировалось.
Для защиты на фоне кризиса распредсетевых компаний, переходящих и перешедших на RAB, «Холдинг МРСК» даже предлагал проиндексировать базы капитала с учетом разницы стоимости облигаций РФ по итогам года. Однако откликов властей на это предложение не последовало.
В Минэкономразвития, между тем, считают, что главное не в том, когда же состоится окончательный перевод распредсетей на RAB-регулирование. Главное — обеспечить целевое использование средств из тарифа. Кроме того, надо законодательно закрепить подход к формированию инвестпрограмм сетевых компаний и источники их финансирования, считают в ведомстве.
Согласования параметров перехода на долгосрочное регулирование тарифов ожидает и ФСК.
«В целом как система — нормальная, только надо доработать», — считает собеседник «Интерфакса» в Минэкономразвития. И вновь что-то надо доработать.
Проблемы в розницу
Энергосбытовой бизнес не стал исключением для отрасли, где что-то недоработано или что-то пострадало от кризиса.
Изначально энергосбыты, как и генерация, привлекли в отрасль большие инвестиции и новых игроков. Однако первый гром грянул, когда энергопотребление упало, а на рознице начали расти долги. Тогда впервые речь пошла о возможности банкротства сбытов.
Власти не собирались этого допускать и выдвинули неожиданное предложение — отдать сбыты, находящиеся на грани банкротства, в управление сетевым или генерирующим компаниям.
Это предложение вызвало среди участников отрасли неоднозначный отклик. Одни представители энергосбытового бизнеса считают, что такие меры вполне оправданы и необходимы, а другие называют их нецелесообразными.
Однако в одном мнения экспертов совпали: если таким планам и суждено реализоваться, то передача энергосбытов в управление не может быть принудительной, а должна осуществляться с обоюдного согласия сторон.
Но планы так и не реализовались.
В то же время эксперты еще на заре кризиса предрекали «передел» собственности в энергосбытовом бизнесе. Первые крупные изменения произошли в середине июня.
Кризис отразился на розничном рынке электроэнергии и в целом, не только на отдельных энергосбытах, — резкое падение потребления привело к перекосу трансляции цен с оптового рынка на розницу. А пострадали от этого в первую очередь мелкий и средний бизнес.
Дело в том, что законодательство предусматривало возможность крупных потребителей при падении потребления оплачивать лишь потребленную мощность. Малый и средний бизнес же оплачивал исключительно заявленную мощность, не зависимо от снижения потребления.
Для решения проблемы было проведено совещание у первого вице-премьера РФ Игоря Шувалова. В результате был разработан ряд мер для разрешения сложившейся ситуации, в том числе теперь и крупные промышленные потребители должны оплачивать заявленную мощность.
Подводя итог сложившейся ситуации на розничном рынке, можно констатировать, что правила его работы, разрабатываемые еще РАО «ЕЭС России», не были готовы к падению потребления. К тому же они еще до сих пор не доработаны, а НП «Совет рынка» занимается в основном ликвидацией перекосов в рознице. То есть решением локальных вопросов.
Что делать?
Кризис привнес сумятицу в экономику страны в целом, и в ряды энергетиков в частности. Были выявлены множество недостатков прежней концепции развития электроэнергетики, сократились возможности по привлечению инвестиционных средств, загублены или рискуют обрушиться масштабные планы в отрасли, инвесторы говорят об отклонении ранее обозначенных перспектив электроэнергетики от суровой реальности.
В то же время нельзя не признать, что мало кто 2-3 года назад был в силах предсказать нынешнее положение дел в экономике. А окончательные последствия и сроки окончания кризиса и ныне предугадать наверняка практически невозможно. Главный вопрос сейчас — не «кто виноват?», а «что делать?». Его предстоит уже решать министерству энергетики, которое стало преемником РАО «ЕЭС» в регулировании отрасли.