Механизм запущен
Инвестпрограммы в энергетике
Предложение энергии на рынке будет увеличиваться с пуском энергоблоков, строящихся по ДПМ при низком потреблении
Увеличение цен на оборудование и дороговизна кредитных ресурсов на фоне снижения энергопотребления и ухудшения платежной дисциплины в отрасли вынуждают энергокомпании резать инвестпрограммы. Отказываются и от новых проектов — рентабельность снижается. По данным Минэнерго РФ, уже в 2014 году инвестиции по сравнению с 2013-м сократились: в развитие генерации — на 4,7%, в сетевой комплекс — на 6,7%. Завершение программы реформирования отрасли может сдвинуться с 2017-го на 2020 год.
При формировании обязательных инвестпрограмм рассчитывали на дефицит электроэнергии, а по факту — ее избыток. Новые мощности проектировались под рост спроса 4 — 5% в год, на деле — 0,4%. Избыток предложения по итогам конкурсного отбора мощности на 2015 год дал 15 ГВт невостребованной генерации. В частности выработка электроэнергии в Свердловской области по итогам 2014 года, по данным ОДУ Урала, на 6% меньше показателей 2013 года, потребление упало на 2,1% .
В генерации резать нечего
А механизм запущен: предложение энергии на рынке будет увеличиваться в связи с вводом энергоблоков, строящихся по договорам о предоставлении мощности (ДПМ). При низком потреблении это будет оказывать давление на рыночную стоимость мощности. Ряд компаний сектора просят Минэнерго РФ отсрочить обязательства по вводу мощностей, оговоренные в ДПМ.
На Урале правительство по просьбе Интер РАО перенесло срок сдачи четвертого энергоблока Пермской ГРЭС мощностью 800 МВт на полтора года: с 31 декабря 2015 года на 30 июня 2017-го. Если сдача объекта затягивается, ДПМ предусматривает штраф в 25% от стоимости платы за мощность. В данном случае правительство разрешило сдвинуть сроки ввода блока при неизменности остальных параметров проекта без применения штрафных санкций, потому что возникли финансовые проблемы у генерального подрядчика сооружения объекта — группы Е-4. Возможно, учитывается и то, что Прикамье сегодня энергоизбыточно, а развитие мощностей в регионе продолжается, хотя рост спроса мал и прогнозы развития промышленности неоптимистичны.
«Газпром энергохолдинг» также обсуждает с Минэнерго частичный отказ от исполнения обязательств по вводу новых ТЭС в рамках ДПМ. Речь идет о площадках, где еще не куплено основное оборудование. Пример — десятый энергоблок Серовской ГРЭС (420 МВт), который должен быть введен в ноябре 2017 года, здесь пока работы в начальной стадии.
Но в ряде компаний успели проскочить докризисным коридором и там картина иная: незавершенные проекты ДПМ, намеченные к сдаче в 2015 — 2016 годах, уже прокредитованы и укомплектованы оборудованием.
Так, в КЭС Холдинге пояснили, что обязательства компании по ДПМ подразумевают пуск еще трех объектов: в 2015 году нужно завершить реконструкцию Нижнетуринской ГРЭС (460 МВт); к 2016 году — строительство ТЭЦ «Академическая» (200 MВт; оба объекта — Свердловская область) и Новоберезниковской ТЭЦ (230 МВт, Пермский край). Основное энергетическое оборудование для этих станций закуплено задолго до кризиса. На минувший год пришелся пик реализации инвестиционной программы КЭС Холдинга: введено сразу восемь энергоблоков суммарной мощностью 1470 МВт. Большинство крупных проектов завершено, и в холдинге пока не видят необходимости корректировать инвестпрограмму в новых экономических условиях.
Сокращение расходов было изначально предусмотрено в новой бизнес-стратегии холдинга, к реализации которой приступили в мае прошлого года. В 2014 году генерирующие активы компании были объединены — ОАО «ТГК-5», ОАО «ТГК-6» и ОАО «ТГК-9» присоединились к ОАО «Волжская ТГК». На базе сбытовых активов холдинга создана единая энергосбытовая компания «ЭнергосбыТ Плюс». Завершившаяся реорганизация позволит КЭС Холдингу сэкономить около 5 млрд рублей в 2015 году, утверждают здесь. В частности ждут уменьшения процентных ставок по кредитам за счет улучшения качества заемщика.
Важным инструментом снижения издержек станет и масштабная программа оптимизации тепловых узлов, которую КЭС Холдинг разворачивает во всех регионах присутствия. В рамках проекта компания анализирует эффективность принадлежащих ей тепловых сетей и объектов генерации. Неэффективные ТЭЦ планируется закрывать, передавая нагрузку по теплу на современные станции холдинга.
Нечего резать и в инвестиционной программе ОАО «Фортум». Поскольку глобальные обязательства в рамках ДПМ — инвестировать в строительство российских объектов генерации 2,5 млрд евро и ввести в эксплуатацию более 2,4 ГВт с 2011 по 2016 год — в значительной мере выполнены. Построено почти 2 ГВт мощностей в Тюменской и Челябинской областях. Из пяти крупных проектов по инвестпрограмме осталось реализовать один — Челябинскую ГРЭС, где сооружаются два парогазовых блока на 500 МВт. Оборудование на них законтрактовано до кризиса и уже доставлено на строительную площадку, все валютные операции и расчеты успели произвести. Первый из парогазовых блоков «Фортум» пустит в этом году. Со вторым, говорят, пока трудно прогнозировать.
Погорев на сдаче позже установленного срока первого блока Няганьской ГРЭС, третий, последний блок «Фортум» сдал на год раньше: спешил вывести на рынок эффективную мощность, которая хорошо продается. С его пуском совокупная установленная мощность электростанции составила 1270 МВт, суммарный объем выработки электрической энергии превысил 9,3 млрд кВт•ч. Поэтому в реализации инвестиционной программы у «Фортума» сомнений нет.
Еще из уральских инвестпроектов этого года: в ОАО «Энел Россия» сообщили, что продолжат реализацию природоохранного проекта по замене существующего газоочистного оборудования Рефтинской ГРЭС, на Среднеуральской ГРЭС — техническое перевооружение и модернизацию теплофикационного комплекса электростанции. Проекты компания детализирует в бизнес-плане на 2015 — 2019 годы, который опубликует в апреле.
Вне рамок ДПМ нерешенным для всех генкомпаний остается вопрос, что делать с неэффективной генерацией, как выводить из эксплуатации старые электростанции. Все понимают, что статус вынужденного генератора, приданный части из них, по которому потребитель оплачивает неэффективную электроэнергию сверх рыночной стоимости, может быть снят. Сейчас все только и рассуждают о том, что тогда делать с 15 — 16 тыс. МВт вынужденной генерации в стране. То ли выводить в консервацию, и «кто-то» — государство или потребитель — должен за это заплатить. То ли обеспечивать модернизацию этой генерации, чтобы она переставала быть ярмом на шее потребителя. Тогда надо инвестировать, но какие средства? Вокруг этого ненайденного решения сейчас и ломаются копья в электроэнергетике.
Сбытам долги снятся
Как уже отмечалось, один из основных рисков отрасли — ухудшение платежной дисциплины в условиях недоступных кредитов. По оценкам участников рынка, в зоне риска многие крупные энергосбытовые компании, которым крайне сложно закрывать кассовые разрывы при текущих кредитных ставках и резком росте неплатежей. Минэнерго РФ разрабатывает план помощи энергетике в кризис, понимая, что кроме общесистемных мер поддержки нужны частные. Среди них — проект постановления о механизме лишения сбытов статуса гарантирующих за долги перед сетями.
— Долги энергосбытовых компаний, включая гарантирующих поставщиков (ГП), перед сетевыми компаниями за передачу электроэнергии по сетям возникают из-за неплатежей конечных потребителей, — поясняет Георгий Козлов, директор Свердловского филиала ОАО «ЭнергосбыТ Плюс». — При этом сети недостаточно реализуют самый действенный механизм взыскания долгов — частичные и полные ограничения режима потребления по заявкам сбытов. А все дальнейшее: взыскание долгов с потребителей через суд, принудительное банкротство — процедуры длинные и только увеличивают кассовые разрывы.
По мнению Георгия Козлова, предлагаемый Минэнерго упрощенный механизм лишения статуса ГП за задолженность по оплате услуг по передаче перед сетевыми организациями не сможет существенно улучшить платежную дисциплину на розничном рынке. Помимо безусловного исполнения ограничения должников, нужны изменения в законодательстве, позволяющие безакцептно взимать платежи за отпущенные энергоресурсы, в том числе с физических лиц. Нужно ввести ответственность сетевых организаций за ограничение неплательщиков. Это однозначно повлияет на рост собираемости долгов, соответственно, сократит кассовый разрыв, снизит кредитные издержки. Есть масса должников, не относящихся к социальным объектам. Но их технологически невозможно ограничить из-за наличия транзитных схем, питающих жилой сектор или соцобъекты. Сетевые компании могут изменить схемы энергоснабжения, чтобы запитывать социальные объекты, минуя сети этих должников, и это тоже улучшит платежную дисциплину.
Дорогие кредиты, кассовые разрывы и прочие кризисные проявления требуют от всех снижения издержек, повышения эффективности внутренних бизнес-процессов, применения нестандартных приемов работы с клиентами. В «ЭнергосбыТе Плюс», например, сворачивают все неприоритетные проекты, разработали несколько антикризисных программ. Но все меры, даже полное обнуление сбытовой надбавки не способны перекрыть объем неплатежей потребителей.
Что делать? Нужно всем субъектам рынка комплексно подойти к решению проблемы, говорит Георгий Козлов. Известно: основные долги формируют операторы ЖКХ, ряд промышленных предприятий, имеющих устаревшее оборудование и большие энергопотери. Но за жилищно-коммунальную сферу отвечают не только предприятия. Важно и муниципалитетам, субъектам федерации оказывать бюджетную поддержку программам энергосбережения, повышения энергоэффективности. ГП выполняет социальные функции, так как среди его клиентов физические лица и ЖКХ, поэтому безусловно необходима поддержка государства. В первую очередь дешевыми кредитами для покрытия кассовых разрывов и предотвращения платежного коллапса на розничном рынке, равномерной оплаты на оптовом. Кроме того, важно продвижение законодательных инициатив, обеспечивающих платежную дисциплину конечных потребителей.
У генерального директора независимого поставщика компании Энергомарт Федора Пономарева несколько иная позиция: предлагаемый Минэнерго механизм вынудит гарантирующих поставщиков более тщательно соблюдать платежную дисциплину по отношению к сетевым компаниям. Другой вопрос — за счет чего они будут это делать:
— Если гарантирующий поставщик не может собрать денежные средства со своих потребителей, то для закрытия кассовых разрывов ему придется брать дорогие кредиты, обслуживание которых оплатят потребители. В то же время не секрет, что многие гарантирующие поставщики позволяют себе просрочки в адрес сетевых компаний, направляя выручку на другие проекты. В результате возникают круговые неплатежи: ГП не платит сетевой организации — котлодержателю, котлодержатель не рассчитывается с нижестоящими сетевыми организациями, а те, в свою очередь, не оплачивают потери в адрес ГП. Все друг с другом непрерывно судятся. После принятия новых правил таких круговых неплатежей должно стать значительно меньше, так как гарантирующий поставщик может потерять свой статус и лишиться бизнеса.
Но как ему бороться с нарастающими неплатежами в условиях дорогих кредитов? К сожалению, более действенного метода, чем ограничение режима потребления электрической энергии, не существуют, соглашается с коллегой Федор Пономарев. Здесь позиция должна быть твердой: одни компании не должны закрывать риски других. Другое дело, что не всех потребителей можно ограничить, и это, как правило, социально значимые объекты.
В этом случае государство, раз оно дало им статус социально значимых, должно вмешиваться в ситуацию и оказывать финансовую помощь.
Любой кризис заставляет компанию меняться. У независимых энергосбытов появились дополнительные возможности, связанные с тем, что все больше потребителей начинают задумываться над снижением расходов на электрическую энергию, и энергетики предлагают им эти инструменты.
Все, что нам нужно от государства, — это понятные и предсказуемые правила игры, итожит Федор Пономарев. К сожалению, конкурировать на розничном рынке тяжело, рыночных механизмов практически нет. Основное преимущество — это качественный сервис и персональный подход к клиенту, позволяющий ему приобретать электрическую энергию по оптимальным ценам. Пусть правительство доведет до конца реформу электроэнергетики, доработает и примет новые правила, которые зависли на уровне проектов, тогда рынок будет развиваться более динамично.