Банки включили в сеть
Инструментарий в энергетике
Использовать энергосервисный контракт как инструмент привлечения частных инвестиций становится для группы Россети и входящих в нее региональных компаний ключевой задачей. Причина — ограниченность финансовых источников для развития. Эффект от реализации контракта в виде экономии средств за счет снижения потерь направляется на возврат инвестору вложенных средств
Автоматизация систем учета электроэнергии на основе энергосервисных контрактов менее чем за полтора года позволила ПАО «Кубаньэнерго» сэкономить на снижении потерь в сетях около 205 млн рублей. Следом за пионером и МРСК Урала готовится в июне на практике начать реализовать энергосервисный контракт — инструмент привлечения сторонних инвестиций для оснащения точек отпуска электроэнергии приборами учета с системой передачи данных, рассказывает заместитель генерального директора по развитию и реализации услуг ОАО «МРСК Урала» Дмитрий Вялков.
— Дмитрий, в чем вы видите суть использования энергосервисных контрактов как инструмента инвестиционных вложений?
— Так как деятельность электросетевой компании регулируема, существует ряд вопросов в связи с ограничением финансовых источников. Регулируемые энергокомпании постоянно находятся на развилке использования средств либо для реализации инвестиционной программы в части реконструкции объектов, либо для оснащения наших точек отпуска электроэнергии приборами учета, источник финансирования которых также заложен в инвестиционных планах.
Энергосервисные контракты — это инструмент, который дает компании возможность использовать деньги инвестора, а не собственные оборотные средства и финансовые источники при оснащении наших точек отпуска электроэнергии приборами учета. Риски невозврата этих денег для инвестора минимальные, поскольку мы, как уже сказано, — регулируемая компания с госучастием.
Здесь поясню: расторговать на конкурсе энергосервисный контракт — значит, определить площадки с участками сети с высокими потерями, где мы будем размещать приборы учета, и посчитать ту экономию, которую получим в виде снижения оплаты потерь и направим на оплату расходов инвестора. Из технического задания инвестору понятен объем необходимых капитальных вложений, сколько точек учета ему необходимо оснастить, и примерный срок окупаемости этих вложений. Он колеблется от трех до четырех лет. При этом договорная конструкция позволяет в случае недостижения экономии продлять на определенный срок, по соглашению с инвестором, срок действия энергосервисного контракта.
В прошлом году мы хотели расторговать 25 энергосервисных контрактов, но, к сожалению, удалось только девять. Диалог с производителями приборов учета, потенциальными инвесторами подсказал нам, что их не устраивала наша договорная конструкция. На их взгляд, она больше страхует наши риски, чем риски подрядчика и инвестора. Мы учли замечания, изменили договорную конструкцию. На сей раз подрядчики и производители приборов учета сказали: извините, рынок испытывает дефицит денежных средств, они есть только у крупных игроков, по сути, финансовых институтов или госкомпаний.
Крупные игроки готовы вложиться в наши проекты с определенной доходностью. Но у этого бизнеса условия: ему не интересны контракты на 100 — 200 млн рублей, он готов заходить на площадки от 1 млрд рублей. И на протяжении всего 2016 года, если честно, мы пытались создать благоприятные условия для инвесторов и мелких, и крупных.
— Какой выход вы нашли?
— Условия крупных игроков: фиксированный платеж, который мы должны им ежемесячно обеспечивать, независимо от суммы реальной экономии. Для инвестора это гарантия, что сроки окупаемости будут достигнуты. Мы сформировали такую новую модель, согласовали с нашей головной компанией ПАО «Россети». В июне мы будем иметь готовые площадки для такого типа инвесторов.
— Какой объем инвестиций считается крупным?
— На наш взгляд, более 600 млн рублей. Сейчас готовим площадки на 1 млрд рублей. Работа колоссальная. И, конечно, хотелось бы быстрее запустить площадки, получать экономию. Планируем к концу июня сформировать их во всех трех регионах базирования МРСК Урала, чтобы предлагать игрокам конкретику.
— В чем обязанности сторон?
— Инвестор после заключения договора выходит на площадку. После того, как оборудование им смонтировано, запускаем систему в промышленную эксплуатацию. Каждый месяц производим расчет экономии, инвестор получает 90%, а 10% мы как заказчик оставляем себе.
— А если запланированная экономия не будет достигнута? Несет ли исполнитель ответственность за это?
— Мы страхуем эти риски, выбирая участки сети с самыми высокими потерями. Это значит, условно, что в сети при 10 млн кВт•часов технические потери составляют менее 10%, то есть 1 млн кВт•часов. Но при этом может быть так, что реальные сверхнормативные потери составят 2 — 3 млн кВт•часов. На линиях с высокими потерями в любом случае будет экономия.
— Другие МРСК работают с этим инструментом?
— Из 14 МРСК, входящих в Россети, не все используют энергосервисный контракт. Не скрою, существуют скептики, которые говорят, что модели энергосервисных контрактов сложны, есть риски появления коррупционных схем, завышения стоимости. Но, на мой взгляд, все регулируемо, важно создать прозрачность расчетов. Ну и мы все величины выставляем на торги, где вся документация более чем прозрачна.
— В чем преимущество таких договоров по сравнению с прямыми договорами с подрядчиками?
— Если честно, прежде я в компании занимался планированием инвестиционной программы, и у меня тоже был скептицизм: зачем, ведь можем элементарно привлечь кредит и реализовать все самим. Задач у электросетевой компании — множество. Речь идет и о реализации льготного технологического присоединения, и о модернизации и реконструкции объектов, о мерах по снижению износа оборудования, о вопросах надежности и повышения качества электроснабжения. Но в том-то и дело: денег компании на все не хватает, нужны заемные средства, которые МРСК не изымает из своего оборота. Вот в этом и есть плюс.
— Кто инвесторы?
— Большая часть инвесторов — финансовые организации. Я думаю, что 20% годовых — нормальная доходность по энергосервисным контрактам. Потому банкам и интересно. У них ставка ниже.
— Можете ли вы привести цифры по этому году: на какие объемы контрактов вы хотите выйти?
— У нас на сегодня, если смотреть прямо по лотам, проекты в работе на 30 тыс. точек учета. В общем за весь срок реализации пытаемся достичь плановой экономии 404 млн кВт•часов. В денежном выражении это 1 млрд рублей. Затраты по проектам составят 680 млн рублей. У нас есть опыт реализации контрактов на пяти площадках со сроками окупаемости три с половиной года.
— Вы наверняка заинтересованы в том, чтобы привлечь как можно больше инвесторов? Не только банки? Что делает компания для этого?
— Предлагаем несколько договорных моделей. Стоимость контракта может быть различной, от 10, 20, 30 миллионов до 1 млрд рублей. Сохраняются и обычные наши договорные условия, без фиксированного платежа. То есть мы однозначно готовы идти на диалог. Если нам предлагается разумное, то компания готова подстроиться под это, учтя интересы и инвестора, и свои собственные.