К причинам, подталкивающим “генераторов” модернизировать имеющиеся активы, следует отнести четыре основных фактора.
Физический и моральный износ оборудованияДействительно, в настоящее время средний срок службы большей части работающих электростанций 30-40 лет, однако к 2020 году, даже с учетом реализации так называемой инвестиционной программы в рамках Договоров о предоставлении мощности (ДПМ), средний срок службы оборудования составит уже 40-50 лет. По отдельным компаниям, данная величина может варьироваться в достаточно широких пределах, однако общая ситуация достаточно удручающая.
Давление рынка
Постоянный рост цен на топлива, с одной стороны, и более медленные темпы изменения цен на электроэнергию - с другой (рис.1), приводят к тому, что маржинальный доход энергоблоков с низким КПД год от года сокращается, а ряд станций уже являются по данному показателю убыточными.
Рис.1 Изменение цен на рынке электроэнергии в сравнении с изменением цен на газ 2007=100%
Ситуация будет усугубляться по мере ввода новых эффективных мощностей, которые будут оказывать давление на цену вниз и вытеснять менее эффективных конкурентов.
Давление регулятора
В настоящее время техническая политика государства стимулирует собственника выводить из эксплуатации оборудование не соответствующее установленным техническим требованиям. Ярким тому примером служит Приказ Минэнерго России от 07.09.2010 №430, который определяет перечень генерирующего оборудования, технические характеристики которого, не соответствуют минимальным требованиям, необходимым для участия в Конкурентном отборе мощности. Для генерирующих объектов внесение в данный список в большинстве случаев означает потерю оплаты мощности (в некоторых случаях через 2 года), что делает актив как правило убыточным для собственника.
Изменение центров потребления энергии
Дефицит электроэнергии в единой энергосистеме в настоящий момент в целом отсутствует. Прогнозируется, что рост нагрузок в ближайшие годы, смогут компенсировать новые мощности вводимые в рамках инвестиционной программы реализуемой в рамках ДПМ. Однако в ряде случаев высокую выработку генератора (а значит и прибыль) обеспечивает именно локальный спрос на энергию, в особенности это важно для ТЭЦ производящих также теплоэнергию. И вот тут картина по стране в целом очень пестрая (рис.2). Например, в последние годы, в ряде регионов наблюдается взрывной рост электропотребления, в то время как в других, стагнация и даже снижение.
Рис.2 Прирост (%) уровня электропотребления в 2012 году к 2008.
Существенно также меняется характер электрической нагрузки, например, растет потребление на низком напряжении (прежде всего, за счет роста потребления населением). Соответственно собственнику для сохранения высоких производственных показателей, необходимо внимательно отслеживать данные тенденции, а в ряде случаев и задумываться о смене регионов присутствия, изменения технологии производства энергии.
Таким образом, стимулы модернизировать генерирующее оборудование на сегодняшний день есть, однако инвестор не будет вкладывать деньги без возможности вернуть вложенный капитал с приемлемой доходностью.
Рассмотрим основные на сегодняшний день возможности возврата вложенного капитала, которые предлагает энергорынок:
Договор о предоставлении мощности (ДПМ)
Механизмы реализованные в рамках данного соглашения обеспечивают возврат инвестиций вложенных в строительство генерирующего объекта в определенные сроки с заданным уровнем доходности и затрат. Данный договор заключался с новыми собственниками генерирующих компаний, образованных при реформировании РАО ЕЭС. Перечень объектов, строительство которых осуществляется в рамках данного соглашения определен правительством и в ближайшее время скорее всего расширен не будет. К плюсам данного механизма можно отнести, прежде всего, наличие гарантий возврата вложенного капитала, что конечно очень важно для инвестора.
Однако большинство участников рынка (в особенности потребители) считают данный механизм псевдорыночным, так как перечень и параметры объектов ДПМ определяются государством и не подразумевают конкуренции за объект, цена по ДПМ определяется государством и не учитывает разные возможные условия инвестирования в новое строительство и модернизацию, доступные для разных инвесторов (ставка дисконтирования, требуемый срок окупаемости, стоимость заемного капитала). Таким образом учитывая противоречивое отношения участников рынка и регуляторов к данному механизму, нет уверенности что данный механизм будет предложен инвестору для новых инвестиций в модернизацию генерирующих объектов.
Механизм гарантированных инвестиций (МГИ)
Планируется, что в рамках данного механизма будут решаться “точечные” проблемы дефицита электроэнергии. Инвестор будет определяться на конкурсной основе по принципу наименьшей стоимости вновь вводимой мощности для потребителя. В соответствие с предлагаемой концепцией, не предусматривается что данный механизм будет предложен инвестору для большого числа вновь вводимых и модернизируемых объектов, скорее это будут единичные проекты в которые инвестора без существенных преференций и гарантий привлечь не возможно.
Специальные тарифные преференции
Действительно, в настоящее время существуют несколько новых станций, которые получают специальные доплаты к тарифу на мощность, компенсирующие понесенные капитальные затраты, т.е. получают так называемый “вынужденный режим”. Вообще данный механизм был разработан для генерирующих объектов, которые не оплачиваются в рынке мощности, однако вывод из эксплуатации таких объектов на текущий момент не возможен (например по причине обеспечения безальтернативного теплоснабжения). Таким образом получение подобных преференций для “новых” станций скорее исключение из правил, при этом гарантии получения таких доплат в течении периода окупаемости отсутствуют.
Уход от централизованного электроснабжения
В данном случае инвестором выступает либо крупный потребитель либо консорциум потребителя и генерирующей компании (с различными схемами взаимодействия). В этом случае основой для возврата инвестиций данных проектов является разница между себестоимостью производства построенной электростанции и тарифом электроэнергии потребляемой из единой энергосистемы (ЕЭС). Сроки окупаемости могут сильно отличаться для каждого проекта, зависят от технических решений, наличия и стоимости имеющихся топливных ресурсов, темпов изменения тарифов на электроэнергию в ЕЭС.
Возврат инвестиций в рынке электроэнергии
Сегодня генерирующие компании по сути работают на двух рынках электроэнергии и мощности, принципы ценообразования на которых различны. Считается что рынок электроэнергии призван компенсировать топливные издержки генератора, рынок мощности постоянные (т.е. по сути все кроме топлива). На сегодняшний день, наиболее «рыночным» и интересным с точки зрения возможностей возврата инвестиций, является рынок электроэнергии. Рынок электроэнергии работает по принципу маржинального ценообразования, т.е. цену для всех востребованных для покрытия нагрузок генераторов, формирует наиболее дорогая востребованная электростанция. Таким образом низкоэффективные станции формируют достаточно высокие цены и обеспечивают существенный маржинальный доход для высокоэффективных новых станций. Если сравнивать с европейскими рынками электроэнергии, то за счет существенно более дешевого топлива и достаточно высокими ценами на электроэнергию, маржинальный доход эффективных тепловых станций на рынке нашей страны (Европейская часть России и Урал) существенно выше (рис.3).
Рис.3 Уровень цен и топливные затраты газовых станций на рынке электроэнергии в 2012 году.
*- Топливные затраты рассчитаны с учетом цены на газ для соответствующего региона, для ТЭС с КПД=50%. ТЭС в Германии использующих газ, работают преимущественно в период высоких (пиковых) цен ограниченное число часов в году, только в этом случае возможно получать положительный финансовый результат при работе на рынке электроэнергии.
Таким образом, в зависимости от региона, маржинальный доход эффективных станций (КПД~50%) на рынке электроэнергии может достигать 300-400 руб/МВтч, а при работе в комбинированном цикле (с отпуском тепла) до 450 руб/МВтч.
Однако основной вопрос который возникает у инвестиционного аналитика при построении моделей окупаемости новых проектов в рынке электроэнергии – как будет меняться маржинальный доход в ближайшие 10-15 лет. С одной стороны топливо и далее скорее всего будет дорожать (в особенности газ, в соответствии с последними прогнозами МЭР табл.2), увеличивая затраты маржинальных-дорогих станций существенней, чем более эффективных.
Табл. 1Сценарии роста цен на газ для промышленных потребителей Министерства экономического развития РФ.
С другой стороны постепенное выбытие неэффективных мощностей и рост доли эффективных станций будет способствовать как минимум снижению темпов роста маржи в долгосрочной перспективе. В любом случае, данные риски инвестор должен принимать во внимание и учитывать при принятии инвестиционных решений.
Другой существенный риск, которым гораздо сложней управлять, регуляторный, т.е. постоянное изменение правил функционирования рынка (как правило не в пользу инвестора). За последнее время был принят ряд решений, негативно повлиявших на доходы генерирующих компаний. Вот некоторые из них:
Изменение правил на рынке электроэнергии, направленные на снижение маржинальных цен:
различные механизмы ограничения цен при кратковременных (при этом обоснованных) всплесках, изменение правил подачи ценовых заявок;
Изменение порядка оплаты мощности электростанций. Переход на оплату средней за год располагаемой мощности вместо максимальной, ограничение по оплате мощности не выше установленной (хотя электростанции могут нести большую нагрузку), отказ от индексации цен на мощность в 2011 году, учет прибыли от электроэнергии всей генерирующей компании при установлении тарифов для вынужденной генерации;
Таким образом, если в ближайшие годы вновь не будут запущенны механизмы подобные ДПМ, то инвестор сможет возвращать инвестиции на модернизацию главным образом через рынок электроэнергии и мощности. Однако генерирующие компании будут готовы брать на себя рыночные риски только в том случае, если законодатель и регуляторы обеспечат решение следующих проблем:
Обеспечена стабильность правил рынка и регулирования в целом;
Минимизировано вмешательство регулятора в ценообразование на рынке электроэнергии, при обоснованном росте цен. Высокие цены – сигнал и возможность для инвестора модернизировать генерирующие мощности, повысить эффективность, что в будущем обеспечит их снижение;
Решение проблем неплатежей на оптовом рынке электроэнергии;
Необходимо повысить прозрачность рыночной инфраструктуры, для развития ликвидного финансового рынка электроэнергии;
Требуется усовершенствовать рынок мощности, который в настоящее время дает только краткосрочный ценовой сигнал, тогда как инвестору необходим долгосрочный;
Большая часть генерирующего оборудования, которое необходимо модернизировать, работает в комбинированном режиме и в этом случае должны быть созданы следующие условия в рынке тепла:
Ликвидация всех видов перекрестного субсидирования ускоренными темпами;
Установление экономически обоснованных тарифов и дальнейшее ценообразование на тепловую энергию с учетом принципа «альтернативной котельной»
Приняты антидискриминационные меры в отношении ТЭЦ на оптовом рынке электроэнергии и мощности:
Помимо указанных мер, для снижения ценовой нагрузки на конечного потребителя, могут быть приняты дополнительные поддерживающие меры, такие как:
Предоставление льготных кредитов на модернизацию;
Снижение или отмена таможенных пошлин на ввозимое эффективное энергетическое оборудование;
Предоставление льгот по налогу на имущество на стоимость модернизированного оборудования (налоговые каникулы).
В настоящее время в рамках поручения данного Правительству РФ о совершенствовании функционирования электроэнергетики, в Минэнерго РФ и НП «Совет рынка» идет обсуждение будущей модели рынка электроэнергии и мощности. Считаем важным, чтобы авторы новой модели услышали потенциальных инвесторов и модель нового рынка позволяла инвестору модернизировать и строить новые генерирующие мощности при стабильных правилах рынка, стимулирующих эффективного собственника, в этом случае инвестор будет готов брать на себя обоснованные “рыночные” риски.
Таким образом, в зависимости от региона, маржинальный доход эффективных станций (КПД~50%) на рынке электроэнергии может достигать 300-400 руб/МВтч, а при работе в комбинированном цикле (с отпуском тепла) до 450 руб/МВтч.
Однако основной вопрос который возникает у инвестиционного аналитика при построении моделей окупаемости новых проектов в рынке электроэнергии – как будет меняться маржинальный доход в ближайшие 10-15 лет. С одной стороны топливо и далее скорее всего будет дорожать (в особенности газ, в соответствии с последними прогнозами МЭР табл.2), увеличивая затраты маржинальных-дорогих станций существенней, чем более эффективных.
Табл. 1Сценарии роста цен на газ для промышленных потребителей Министерства экономического развития РФ.
С другой стороны постепенное выбытие неэффективных мощностей и рост доли эффективных станций будет способствовать как минимум снижению темпов роста маржи в долгосрочной перспективе. В любом случае, данные риски инвестор должен принимать во внимание и учитывать при принятии инвестиционных решений.
Другой существенный риск, которым гораздо сложней управлять, регуляторный, т.е. постоянное изменение правил функционирования рынка (как правило не в пользу инвестора). За последнее время был принят ряд решений, негативно повлиявших на доходы генерирующих компаний. Вот некоторые из них:
Изменение правил на рынке электроэнергии, направленные на снижение маржинальных цен:
различные механизмы ограничения цен при кратковременных (при этом обоснованных) всплесках, изменение правил подачи ценовых заявок;
Изменение порядка оплаты мощности электростанций. Переход на оплату средней за год располагаемой мощности вместо максимальной, ограничение по оплате мощности не выше установленной (хотя электростанции могут нести большую нагрузку), отказ от индексации цен на мощность в 2011 году, учет прибыли от электроэнергии всей генерирующей компании при установлении тарифов для вынужденной генерации;
Таким образом, если в ближайшие годы вновь не будут запущенны механизмы подобные ДПМ, то инвестор сможет возвращать инвестиции на модернизацию главным образом через рынок электроэнергии и мощности. Однако генерирующие компании будут готовы брать на себя рыночные риски только в том случае, если законодатель и регуляторы обеспечат решение следующих проблем:
Обеспечена стабильность правил рынка и регулирования в целом;
Минимизировано вмешательство регулятора в ценообразование на рынке электроэнергии, при обоснованном росте цен. Высокие цены – сигнал и возможность для инвестора модернизировать генерирующие мощности, повысить эффективность, что в будущем обеспечит их снижение;
Решение проблем неплатежей на оптовом рынке электроэнергии;
Необходимо повысить прозрачность рыночной инфраструктуры, для развития ликвидного финансового рынка электроэнергии;
Требуется усовершенствовать рынок мощности, который в настоящее время дает только краткосрочный ценовой сигнал, тогда как инвестору необходим долгосрочный;
Большая часть генерирующего оборудования, которое необходимо модернизировать, работает в комбинированном режиме и в этом случае должны быть созданы следующие условия в рынке тепла:
Ликвидация всех видов перекрестного субсидирования ускоренными темпами;
Установление экономически обоснованных тарифов и дальнейшее ценообразование на тепловую энергию с учетом принципа «альтернативной котельной»
Приняты антидискриминационные меры в отношении ТЭЦ на оптовом рынке электроэнергии и мощности:
Помимо указанных мер, для снижения ценовой нагрузки на конечного потребителя, могут быть приняты дополнительные поддерживающие меры, такие как:
Предоставление льготных кредитов на модернизацию;
Снижение или отмена таможенных пошлин на ввозимое эффективное энергетическое оборудование;
Предоставление льгот по налогу на имущество на стоимость модернизированного оборудования (налоговые каникулы).
В настоящее время в рамках поручения данного Правительству РФ о совершенствовании функционирования электроэнергетики, в Минэнерго РФ и НП «Совет рынка» идет обсуждение будущей модели рынка электроэнергии и мощности. Считаем важным, чтобы авторы новой модели услышали потенциальных инвесторов и модель нового рынка позволяла инвестору модернизировать и строить новые генерирующие мощности при стабильных правилах рынка, стимулирующих эффективного собственника, в этом случае инвестор будет готов брать на себя обоснованные “рыночные” риски.
