Стройки в рисках
Выполнение инвестиционных программ модернизации электроэнергетики для генерирующих компаний связано со значительными рисками: к сохраняющимся рискам прежних лет добавились новые.Основной риск — срыв сроков при выполнении работ по проектам, включенным в договоры поставки мощностей (ДПМ). При нарушении контрактных условий появляется угроза приостановки банковского финансирования. Для большинства генерирующих компаний, реализующих проекты на заемные средства, это означает перенос сроков ввода объектов на полгода и более. Срыв сроков в свою очередь — это штрафы за просрочку ввода мощностей, включенных в ДПМ (до 7% от стоимости объекта), и, естественно, упущенная выгода.
— Генерирующая компания, просрочившая ввод блока мощностью 110 МВт на год, а большинство проектов опаздывают на 6 — 10 месяцев, заплатит 300 — 400 млн рублей штрафа при стоимости проекта 5,5 — 6 млрд рублей, — поясняет заместитель генерального директора ЗАО «Интертехэлектро» по реализации проектов Евгений Шныров. — Практически все генераторы, реализующие инвестпроекты по ДПМ, ежемесячно выплачивают такие штрафы, информацию об их размерах можно почерпнуть с сайта Совета Рынка.
Второй риск — невыход свежепостроенного энергоблока на гарантийные показатели (по мощности, КПД). Наиболее существен для объектов ДПМ недобор мощности по результатам комплексного опробования. Результат — меньшая выручка. Недобор часто составляет 3 — 4%, но для всего периода действия договора это уже серьезные финансовые потери.
Третий риск — рост стоимости проекта по сравнению с изначальной оценкой. Во-первых, «жизнь дорожает»: дороже становится сам генподрядный договор, возникает много дополнительных затрат, связанных с присоединением к существующей энергосистеме, созданием схемы топливного снабжения. Во-вторых, строительство нового блока на действующей станции нередко требует значительных вложений в модернизацию старой инфраструктуры, особенно систем коммерческого учета электроэнергии, противоаварийной автоматики.
Четвертый риск связан с использованием импортного оборудования, которому отдают предпочтение большинство генераторов. Если ранее оно не ввозилось в Россию, вы можете столкнуться с серьезными задержками по срокам получения разрешения на его эксплуатацию от Ростехнадзора. Кроме того, так как энергетическое оборудование имеет длительные, в год-полтора, сроки изготовления, могут измениться требования к техническим стандартам исполнения оборудования со стороны российских надзорных органов, системного оператора, сертифицирующих организаций. Это потребует доработки его в процессе монтажа, замены элементов, то есть потери времени и средств.
Пятым риском Евгений Шныров называет дефицит квалифицированного персонала для эксплуатации новых энергоблоков, существенно отличающихся от старых в техническом плане.
Концентрируют полномочия
Что может сделать генерирующая компания для минимизации рисков? Самое важное, полагают в ЗАО «Интертехэлектро», — заранее готовить тендер и максимально полную техническую проработку будущего проекта. Кроме того, обучение персонала для эксплуатации нового энергообъекта должно начинаться еще на стадии строительства этого объекта.В КЭС Холдинге особое внимание уделяют управлению рисками, отмечает первый заместитель генерального директора ЗАО «КЭС» Андрей Вагнер:
— Такие риски, как срыв сроков, некачественная работа подрядчиков и субподрядчиков, брак оборудования, изменение стоимости проектов, мы стараемся минимизировать еще на этапе подготовки к реализации инвестиционной программы.
В частности строим программу на базе типового набора оборудования, что значительно ее удешевляет, упрощает использование и нивелирует риск удорожания оборудования. Все наши проекты реализуются на базе турбин Alstom, Siemens и General Electric. Выбор этих трех основных мировых производителей также производился с целью минимизации рисков. Конечно, концентрация всей инвестиционной программы на оборудовании одного производителя имела бы больший экономический эффект при последующем сервисном обслуживании энергоблоков, но завязывать все проекты на одного поставщика рискованно.
Кроме того, при реализации проектов КЭС отказался от контрактов «под ключ» с подрядчиками: оставил за собой формирование технического задания, организацию конкурсов на проектирование, строительно-монтажные и пусконаладочные работы. Он участвует в процессе заключения контрактов, координирует действия подрядчиков, осуществляет приемку работ, организует конкурсы на заказ основного оборудования. Концентрация этих полномочий в компании позволяет прежде всего взять под управление риски, связанные со строительством, и за счет этого удешевить проект.
Хочешь, чтобы было сделано, сделай сам — по этому принципу стремится минимизировать риски при выполнении инвестпроектов и российский актив Fortum — ОАО «Фортум». Алексей Доронин, вице-президент, исполнительный директор компании по Уральскому региону, считает, что сегодня работающих «под ключ» ижиниринговых компаний, таких, которые стопроцентно устроили бы заказчиков, предъявляющих высокие требования, на российском рынке практически нет:
— Строительство энергообъектов компания ведет с акцентом на новые технологии, управление процессами требует высокого качества менеджмента, соблюдения норм бизнес-этики. Уровень требований к законодательству и корпоративным стандартам в области безопасности труда также весьма ощутимое условие, предъявляемое к подрядчикам. Учитывая совокупность многих факторов, «Фортум» вынужден в ходе выполнения инвестиционных проектов выступать не только заказчиком, но и организатором и координатором действий подрядных организаций. Компании, желающей иметь нужный результат в соблюдении сроков и качества строительства объектов, приходится брать на себя инжиниринговые функции.
Увеличение мощности станций в ходе реализации инвестиционной программы заставляет думать о снижении рисков с топливообеспечением. Газ остается приоритетным топливом для ТЭЦ компании «Фортум». Вместе с тем рост цен на него и одновременно требование со стороны государства снижать темпы роста тарифов на конечный продукт заставляют компанию рассматривать уголь как альтернативу. В этом году она начала реализовывать проект модернизации инфраструктуры топливоиспользования на Челябинской ТЭЦ-2 в рамках диверсификации топливного портфеля компании. Проект позволит увеличить объемы использования станцией угля для поддержания экономически обоснованного баланса топливного портфеля компании с перспективой полного перевода котлоагрегатов ЧТЭЦ-2 на сжигание твердого топлива.
Схемы есть — ресурсов мало
Причиной частой корректировки инвестпрограмм выступает нехватка денег: задержка ввода одних объектов приводит к дефициту средств и переносу сроков ввода других. Естественно, это негативно сказывается на экономике компаний. Другая причина — заложенные в ДПМ проекты размещения новых энергоблоков вдруг перестают соответствовать ситуации в регионе. Генерирующие компании, понимая, что на вырабатываемую этими блоками энергию не будет спроса, стараются перенести проекты в другие регионы. По этому пути, например, пошла компания «Фортум», объявившая о переносе двух энергоблоков из Тюмени в Челябинск.Основными источниками финансирования инвестпрограмм генерации в Уральском регионе служат заемные средства, предоставляемые под гарантии выручки, содержащейся в ДПМ. У государственных компаний работает схема, когда средства на реализацию инвестпрограммы обеспечиваются также за счет допэмиссии акций, выкупаемых, как правило, государственными банками или иными компаниями с госучастием. Есть схема создания совместного предприятия, где банк какой-нибудь страны дает деньги под гарантии покупки оборудования, произведенного в этой стране.
КЭС, например, имеет два основных источника финансирования инвестиционной программы — средства, привлеченные в результате проведенных допэмиссий, входящих в Холдинг ТГК, и кредитные ресурсы.
— Мы пока не используем других механизмов, таких как проектное финансирование или лизинг: не было потребности, — рассказывает Евгений Шныров. — Однако в перспективе планируем расширять круг используемых инструментов, в настоящее время разрабатываются некоторые интересные схемы привлечения денежных средств.
В КЭС уверяют, что принципиальных изменений в инвестпрограмме нет и не будет, поскольку еще на стадии ее подготовки проведен серьезный анализ качества, структуры и содержания проектов. Их реализуют на уже существующих площадках, кроме того, выбрали рациональную мощность вводимых энергоблоков для ТЭЦ с учетом летней тепловой нагрузки (220 — 230 МВт с паровой турбиной и 170 МВт без нее), в результате блоки в среднем по году будут эффективнее ГРЭС. Кроме того, удачно, по оценке компании, определены ценовые зоны. По мере реализации проектов происходят небольшие корректировки, оптимизируются определенные составляющие проектов, такие как схема выдача мощности или вопросы поставки газа, но это уже естественно.
Программа счастья инвесторов
Инвестиционный процесс в генерации давно нуждается в оптимизации, отмечают участники рынка. Главное, что должно быть сделано, — создан и утвержден государством, системным оператором и основными генерирующими и сетевыми компаниями единый документ, фиксирующий потребности в мощностях и сетях, увязанный со схемой развития системы топливоснабжения, полагают в Интертехэлектро. Остается только добавить, что совсем недавно, 10 марта, на заседании правительства РФ министр энергетики Александр Новак представил нечто искомое и ожидаемое — проект государственной программы «Энергоэффективность и развитие энергетики». Эта программа, на взгляд экспертов, должна быть скорректирована с учетом принятия в первом полугодии правительством решения по дальнейшей перспективной целевой модели рынка электрической энергии и мощности и рынка тепла.В КЭС разделяют точку зрения, что в нормативной среде необходимы изменения. И приводят один выразительный пример: в настоящее время процедура регистрации вводимых мощностей в России долгая, сложная, слишком формализованная. Проблема при этом заключается не в предъявляемых требованиях к объему или содержанию требуемой документации, а в регламентированных, чрезмерно растянутых во времени сроках, которые приводят к задержке ввода объектов в эксплуатацию и соответственно к начислению штрафов энергетическим компаниям. Эта проблема сейчас стоит остро и ждет решения: в ближайшие годы компании готовятся к вводам ряда энергообъектов в эксплуатацию.
Регионам для стимулирования инвестиционной деятельности в энергетике нужно совершенствовать систему нормативно-правовых актов по защите прав инвесторов и практику их применения. Сергей Комарь, заместитель исполнительного директора ОАО «Фортум» по связям с государственными органами и региональной политике в Уральском регионе уверен, что панорамному видению, оценке инвестиционных возможностей и снижению рисков мешает отсутствие качественных программных документов. В частности схем теплоснабжения городских и муниципальных округов региона. Есть требования федерального законодательства — нет активной вовлеченности регионов в этот процесс. При этом для разработки схем теплоснабжения муниципальных и городских округов есть возможность привлекать внебюджетные источники финансирования. В связи с этим в инвестиционной стратегии регионов должны быть предложены механизмы стимулирования частно-государственного партнерства в этой сфере.
Дополнительная информация.
Инвестиционные программы генерации
КЭС Холдинг в Уральском федеральном округе ведет реконструкцию Нижнетуринской ГРЭС, строительство Ново-Богословской и Академической ТЭЦ.Нижнетуринский проект — крупнейший в инвестиционной программе КЭС. Вводимая электрическая мощность составит 460 МВт, тепловая — 522 Гкал/ч. Срок ввода объекта в эксплуатацию — 31 декабря 2015 года. ТЭС позволит улучшить энергоснабжение, снизить себестоимость тепловой и электрической энергии и создать новые возможности для развития городов Нижняя Тура и Лесной. После реконструкции основное оборудование ГРЭС, которой в декабре исполнится 62 года, будет выведено из работы.
Академическая ТЭЦ возводится в Екатеринбурге в районе Академический. Решаемая задача — снабжение электрической и тепловой энергией этой части города и Юго-Западного района. Электрическая мощность объекта 230 МВт, тепловая — до 350 Гкал/ч. Объект входит в число приоритетных, при строительстве применяются новейшие материалы и технологии, на выходе планируют получить энергоблок на уровне мировых стандартов с высочайшими коэффициентом полезного действия и экологическими показателями. Ввод в эксплуатацию — конец 2015 года.
На Ново-Богословской ТЭЦ будет установлен современный парогазовый блок типа ПГУ-230. Вводимая электромощность — 230 МВт, тепловая — 350 Гкал/ч. Срок ввода — 31 декабря 2016 года.
ОАО «Фортум» в результате выполнения масштабной инвестиционной программы в Урало-Западносибирском регионе получит установленную мощность электростанций в 2014 году по электроэнергии 5146 МВт (увеличение на 2360 МВт, или на 85% по сравнению с 2007 годом). Суммарный объем инвестиций — 2,5 млрд евро, на текущий период израсходовано чуть меньше 1,9 млрд рублей.
В состоянии активных изменений челябинская генерация ОАО «Фортум»: ведутся строительство новых мощностей на базе ЧГРЭС и реконструкция действующих станций с целью увеличения энергомощности и эффективности комбинированной выработки энергии (на примере ЧТЭЦ-1); улучшается топливный баланс (на примере ЧТЭЦ-2). Стратегия развития направлена на строительство новых энергоблоков и реконструкцию действующего оборудования. В рамках выполнения договора о предоставлении мощности (ДПМ) в 2012 году компания начала строительство на Челябинской ГРЭС двух блоков ПГУ по 247,5 МВт каждый. Планируемый срок завершения — 2014 год. Также предполагается полностью заменить оборудование ЧГРЭС, в результате установленная мощность электростанции превысит 700 МВт. Ведется реконструкция ЧТЭЦ-1: строятся две газотурбинные установки, что позволит увеличить суммарную электрическую мощность станции на 60% (88 МВт) и существенно повысить ее энергоэффективность. Общая сумма инвестиций, направленных на реконструкцию ЧТЭЦ-1 и строительство ГТУ, — 3,8 млрд рублей. Реконструкция ЧТЭЦ-1 и реализация инвестпроекта на ЧГРЭС — часть большой программы развития активов ОАО «Фортум», затрагивающей ТЭЦ компании в регионе. Проекты будут ядром разрабатываемых Схемы и направления перспективного развития электроэнергетики Челябинской области на 2013 — 2018 годы, Схемы теплоснабжения Челябинска, федерального пилотного проекта модернизации системы централизованного теплоснабжения Челябинска, областной целевой программы повышения энергетической эффективности экономики Челябинской области и сокращения энергетических издержек в бюджетном секторе на 2010 — 2020 годы.
Няганская ГРЭС, строящаяся в Югре, — уникальный для России проект в сфере электроэнергетики. Инфраструктура ГРЭС создается с нуля, а сам проект характеризуется внедрением прогрессивных топливо- и энергосберегающих технологий. Три блока Няганской ГРЭС базируются на установке парогазового цикла — технологии максимально дружелюбной к окружающей среде. Расчетный КПД строящихся энергоблоков превышает 57% — это один из самых высоких показателей среди станций подобного типа. Проектная мощность — 1254 МВт (три блока по 418 МВт). Ввод в эксплуатацию первого блока намечен в первом квартале 2013 года. Электроэнергия ГРЭС будет востребована нефтегазовой, металлургической и лесоперерабатывающей промышленностью региона. Общая стоимость инвестиционной программы ОАО «Фортум» оценивается в 2,5 млрд евро.
Группа компаний «Интертехэлектро» реализует проект строительства Курганской ТЭЦ-2 (установленная электрическая мощность — 222 МВт, тепловая мощность — 250 Гкал/час). В состав каждого из двух энергоблоков (по 111 МВт) входят газовая турбина PG 6111FA 76 МВт производства компании General Electric, паровая теплофикационная турбина SST-400 35 МВт производства компании Siemens и паровой котел-утилизатор. ТЭЦ-2 создаст условия для социально-экономического развития Кургана и области.