В какой контекст вошел энергетический бизнес в этом году, что определяет ситуацию в отрасли, каковы основные риски компаний и тренды, — об этом мы спросили руководителей уральских энергетических компаний различных секторов. Каждый говорил о своем рынке, но на низкой оценке качества госрегулирования отрасли при нестабильности правил игры сошлись все.
Во-первых, отмечают игроки, нет государственного регулятора, способного разработать единую стратегию развития отрасли и обладающего инструментами для ее реализации. Имеющиеся стратегии в лучшем случае описывают, что нужно делать, но ничего не говорят о том, как и за чей счет.
Во-вторых, чрезвычайно слаба координация программ развития электроэнергетики на федеральном и региональном уровнях, согласование их с энергокомпаниями, программами развития смежных отраслей и основных потребителей. На федеральном уровне разные решения по отдельности предлагают Минэнерго, Минрегион, Минэкономразвития, Совет рынка. Независимые институты и территории принимают собственные программы развития. У энергетиков тоже свои планы.
В итоге все пытаются решить комплекс слабо согласованных задач, зачастую принимая ситуативные решения, связанные с какой-то конкретной проблемой. Все это плоды того, что отсутствует организация, — единый выразитель интересов энергокомпаний.
— Перевод отрасли с 2011 года в режим ручного управления в отсутствие единого центра принятия решений ведет к дестабилизации энергосистемы. А это самый серьезный риск, диапазон последствий которого — от незначительных колебаний до полного разрушения инфраструктуры, — говорит генеральный директор ОАО «Челябэнергосбыт» Павел Киселёв.
Несмотря на ручной режим, основной риск года, говорят игроки, — ситуация неопределенности, в которой живет энергетика. И пока нет сигналов, что в этом году неопределенность закончится, мы двинемся к четким целям. А ведь отрасль технологически сложная и строить нужно много.
Стройки встанут
Генераторам нужно строить больше всех. Все генерирующие и инжиниринговые компании имеют сейчас по нескольку инвестиционных проектов строительства новых мощностей в активной стадии реализации. Практически все они будут завершены к 2015 — 2016 году, когда заканчивается срок действия договоров на поставки мощностей (ДПМ, гарантирует потребление мощности, определяет дату начала и период поставки, объем, цену и порядок оплаты, ответственность сторон).
— Возникает вопрос о дальнейших инвестициях в энергетику, — отмечает заместитель генерального директора ЗАО «Интертехэлектро» по реализации проектов Евгений Шныров. — Новых проектов в тепловой генерации, планируемых к реализации после 2015 года, даже в стадии предпроектной проработки нет. А это значит, что строить вовсе перестанут. И это при том что вскоре на электростанциях будет массово выводиться из эксплуатации устаревшее оборудование, запущенное в 50-х — 60-х годах прошлого века и выработавшее ресурс. Поэтому сегодня для отрасли критически важна разработка новой инвестпрограммы, некой ДПМ-2, суть которой — обновленный механизм гарантированного возврата инвестиций. Без этого у генераторов крайне мало стимулов инициировать реализацию новых проектов.
Помимо разработки такой ДПМ-2, для продолжения строительства новых электростанций одна из главных задач года — создание механизма финансирования проектов модернизации, подчеркивает генеральный директор компании Э.ОН Россия Максим Широков. Иначе гарантировать надежность работы генерирующего оборудования сложно — оно изношено.
Похожая ситуация и у электрических сетей. Количество проектов реконструкции в этом секторе также уменьшается или сильно растягивается по времени. Сроки реализации крупных проектов намечены аж на 2017 — 2020 годы, и тоже не решены вопросы возврата инвестиций, много неясностей с источниками финансирования инвестпрограмм. Замечено: крупные электросетевые компании, как и генерирующие, практически не заявляют новых проектов.
Дай модель без потерь
Главные риски у тех, кто сейчас строит энергообъекты, — финансовые. Поскольку генерирующие компании платят существенные штрафы за несоблюдение сроков ввода мощностей в рамках ДПМ, сооружают новые электростанции на заемные деньги, — возникает серьезный риск дефицита ликвидности. Высокие ставки по кредитам (более 10%) при реализации инвестиционных проектов с длительным циклом существенно усложняют возврат средств. Другой финансовый фактор — жесткая политика в области сдерживания тарифов как по теплу, так и по электроэнергии при постоянно растущих ценах на топливо, особенно на газ. Генераторы вынуждены нести большие дополнительные расходы при сохранении доходов на прежнем уровне. Как следствие, объем средств на инвестиционную деятельность сокращается.
Кроме того, существующая политика ценообразования на электроэнергию и тепло для ТЭС практически исключает развитие рынка независимых источников генерации (IPP-проектов) — компании просто не готовы вкладывать серьезные деньги в энергетическое строительство, не имея внятных механизмов возврата инвестиций, отмечает Евгений Шныров.
Основным источником окупаемости проектов сейчас является рынок электрической мощности. И финансовая отдача возможна только через него. Но в ситуации, когда он жестко зарегулирован и пребывает, по сути, в режиме ручного управления, сложно надеяться на то, что эта отдача будет адекватна затратам.
Регуляторные риски оцениваются как одни из самых серьезных и непредсказуемых. Например, когда в начале 2011 года приняли меры по сдерживанию роста цен для конечного потребителя (в их числе — отмена индексации цены конкурентного отбора мощности, пересмотр тарифов для вынужденных генераторов, переход от технического к технологическому минимуму, доле регулируемых договоров — до 35% от объема производства), финансовые потери генерирующих компаний достигали десятков миллиардов рублей.
— Спонтанные решения, принимаемые для управления такой серьезной отраслью, как энергетика, гипотетически могут привести к катастрофическим последствиям, — предупреждает директор Свердловского филиала ОАО «ТГК-9» Владимир Бусоргин. — Пока качество регулирования оставляет желать лучшего.
В этом году регуляторные риски связывают с возможным появлением новой модели работы оптового рынка электроэнергии и мощности, но пока правила не приняты и говорить о последствиях невозможно. Также генераторы надеются на решение еще одного важнейшего отраслевого вопроса, а именно — проблемы неплатежей в целом по оптовому рынку электроэнергии и мощности: тут нужно изменить нормативно-правовые акты.
Загоните тепло в рынок
Если цена на электроэнергию формируется на оптовом рынке, то на рынке тепла единых четких правил формирования цены нет в принципе. Тепло — до сих пор нерыночный сегмент, он давно требует перемен, говорят игроки. Эта ситуация не устраивает ни потребителей тепла, ни местные власти, ни генерирующие компании. Энергетика постепенно движется в сторону формирования таких правил.
— Цель энергобизнеса — получать от энергоактивов максимальную прибыль. Однако теплоснабжение — регулируемый сектор, который не обеспечивает ни возврата инвестиций для инвестора, ни качественного и надежного централизованного теплоснабжения для потребителей, — говорит глава дивизиона Fortum «Россия» Александр Чуваев. — Нужно развивать нормативную базу, стимулирующую инвестиционную привлекательность в этом секторе. Если мы разрешим проблемы, связанные с регулированием тепла, в когенерацию придут инвестиции. Совместная выработка электроэнергии и тепла гораздо эффективнее выработки просто электроэнергии. Федеральный закон № 190 «О теплоснабжении» принят еще в 2010 году, но к нему требуется более 30 подзаконных актов, половина из которых уже есть, в ноябре появились «Основы ценообразования», коренным образом изменяющие правила игры в секторе и влияющие на экономику всех ТГК.
Никто не ожидает, что в этом году с теплом все станет шоколадно. Но кто нам мешает хотя бы поправить ФЗ об энергоэффективности? В действующей редакции он оставляет на выбор регулятора: считать в тарифе в следующем периоде регулирования эффект от экономии, достигнутой за счет инвестиций, или вырезать его. Нужно устранить норму, которая позволяет вырезать из тарифа экономию. Аналогичные поправки необходимо внести и в свежие «Основы ценообразования». То есть вы вложили деньги, получили экономический эффект, далее вам нужно вернуть инвестиции в течение ряда лет. Но в следующем периоде эти деньги у вас отбирают. Инвесторы хотят быть уверены, что законодательство не даст отобрать то, на что ты рассчитывал при осуществлении инвестиций, считает Александр Чуваев.
Торопиться загонять тепло в рынок есть от чего. Рост тарифов из-за неэффективности в тепловых сетях ведет к непомерной платежной нагрузке на население. Уральцы были в шоке, получив квитанции за зимние месяцы: плата за тепло так скакнула вверх, что обогнала европейскую, в частности на севере Финляндии. Квитанции за коммуналку отъели треть среднемесячной заработной платы, например, по Свердловской области. Поможет ли привлечению инвесторов введение долгосрочных тарифов на тепло с 1 января 2014 года, зависит от того, какие тарифы и на каких условиях будут вводиться. Долгосрочные, от пяти лет, позволят потенциальному инвестору планировать возврат на вложенный капитал, привлечь инвестиции и модернизировать систему теплоснабжения.
Сбыт или не сбыт
В сбытовом секторе год начался гораздо «веселее», чем в застойном тепловом: буквально с января в очередной раз поменялись правила игры, вступила в действие 703-я методика, которая определяет уровни доходности гарантирующих поставщиков (ГП) и фиксирует максимальную. Соответственно сбытовая надбавка и методика ее расчета в принципе меняются.
— Раньше сбытовая надбавка устанавливалась единая для всех клиентов, сейчас она дифференцирована, — поясняет управляющий директор ОАО «Свердловэнергосбыт» Георгий Козлов. — С точки зрения рыночной это означает, что затраты энергосбытовых компаний на обслуживание каждого клиента распределяются более пропорционально. Выражаться в стоимости электроэнергии это будет как процент к конечной цене. По сути дела, это один из этапов постепенного ухода от перекрестного субсидирования.
Выполнимы ли жесткие условия по доходности, удастся ли сбыту вписаться в столь узкие рамки — вопрос, который сейчас перед собой ставит каждая сбытовая компания. На рынке, по оценкам генерального директора ОАО «Пермэнергосбыт» Дмитрия Орлова, неэффективные сбытовые компании и ГП начнут потихоньку умирать.
Помимо этого правительство планирует упростить порядок лишения статуса ГП за неоплату купленной на оптовом рынке электроэнергии. Здесь сложилась гигантская задолженность, ряд предприятий, собирая деньги с потребителей, не платил ни копейки. И никто ничего с ними якобы сделать не мог. Но вот 24 января Наблюдательный совет Совета рынка впервые лишил статусов гарантирующих поставщиков шесть сбытовых компаний, накопивших 8 млрд рублей долгов. Теперь по правилам рынка функции должников должны подхватить сетевые компании, а сами статусы гарантирующих поставщиков будут выставлены на конкурсы, основным условием для победы в которых станет обязательство погасить долги предыдущего сбыта.
— Мы приветствуем это решение. «Пермэнергосбыт» намерен расширить сферу своей деятельности за пределами региона, участвовать в конкурсах на вакансии ГП и в покупках сбытовых компаний, которые уже продаются. Хотим стать экстерриториальной компанией, — строит планы глава «Пермэнергосбыта» Дмитрий Орлов.
В Челябэнергосбыте тоже уверены, что устойчиво пройдут год, сохранив объемы, активно работая с клиентской базой:
— Сбытовое сообщество, столкнувшись с проблемой снижения доходности, либо найдет решения, как закрепиться в новых условиях на рынке, либо начнется укрупнение сбытов в формате холдингов, в том числе и отраслевых, — считает Павел Киселев.
Помимо главного риска, ограничения сбытов по маржинальной доходности из-за ужесточения правил, закручивания гаек, у игроков в этом году нарастает и другой риск — уход потребителей от ГП. Например, Свердловскэнергосбыт теряет крупных клиентов:
— Это результат естественного развития электроэнергетического рынка: крупные потребители уходят с розничного рынка на оптовый. Мы к этому относимся как к закономерности и прорабатываем пути взаимодействия с ключевыми клиентами по выводу их на оптовый рынок, — говорит Георгий Козлов.
У Челябэнергосбыта также с прошлого года доля в поставках снизилась с 57 до 50%. Но дальнейшего радикального падения клиентской базы в этом году в компании не предполагают: потребители, осознанно желавшие уйти на оптовый рынок электроэнергии, уже сделали это. Наблюдается и обратный процесс: поработав квартал на оптовом рынке и почувствовав, насколько это сложно, компании возвращаются к ГП, в розницу.
Помимо потери клиентов проблема Свердловэнерго — неплатежи. К сожалению, в течение прошлого года качественно продвинуться в повышении сборов за электрическую энергию компании не удалось. Основные неплательщики — управляющие компании и операторы жилищного коммунального хозяйства. Полноценного контроля в ЖКХ за многосубъектной цепочкой прохождения денег нет, как нет и единых стандартов работы. Поэтому в Свердловэнерго ищут возможность решения проблемы в выходе на прямые расчеты с конечными клиентами, чтобы деньги населения не пропадали непонятно где.
Чего бы хотелось сбытам? Чтобы правила игры не передергивались хотя бы в течение года. Пять раз за минувший год они менялись концептуально: 1 января, 1 апреля, 5 мая, 1 июля, 1 сентября. Это кошмар, признаются энергетики: приходилось менять отлаженные бизнес-процессы, персонал вынужден был чуть ли не каждый месяц начинать работать по-новому. И начало года показывает, что законодательство в сбытовом секторе продолжает меняться с ужасающей скоростью.
— Нет уверенности, что и завтра с утра кто-нибудь из власть предержащих не решит переделать сбытовой бизнес, — опасается Дмитрий Орлов. — У отрасли нет стратегии, только тактика.
Все в единых сетях
Не только сбыты, но и электросети в очередной раз постигла неожиданная перемена участи: Холдинг МРСК по указу президента осенью переименован в Российские сети, на его базе в этом году произойдет консолидация управления магистральными и распределительными электросетями. Это ровно наоборот тому, к чему компании готовились весь прошлый год с весны: ожидалось, что Холдинг МРСК перейдет под управление ФСК ЕЭС.
Указ президента о создании единой российской сети затронул в том числе и территориальные сетевые компании в небольших городах. Мы видим четкую тенденцию консолидации сетей как таковых, приведение их к единым требованиям безотносительно к тому, в чьей собственности они находятся. Это повысит ответственность за надежное электроснабжение конечных потребителей, отмечают энергетики. Но тарифно-балансовые решения как для крупнейших сетевых компаний — МРСК и ФСК, так и для всех остальных не прозрачны. Исходя из этого, основной риск года — составляющие инвестиционной программы и источники ее финансирования.
Однако реальные шаги по консолидации электросетевого комплекса на базе Российских сетей, говорят участники рынка, мы увидим не раньше марта 2013 года, когда уточнятся все детали и завершатся (если завершатся) властные интриги по перераспределению инвестрасходов и административных функций.
Перемены в электросетевом комплексе волнуют энергетиков смежных сегментов. В прошлом году все сетевые компании, как ФСК, так и МРСК, снизили прибыль из-за изменившихся принципов тарифообразования на электроэнергию в 2011 году.
— Это отразится на закупке и замене оборудования электросетевыми компаниями в этом году, — опасается директор Екатеринбургского филиала ЗАО «Альстом Грид» Эрик Бриссе. — В связи с сокращениями инвестиционных расходов компаний мы ожидаем усиления конкуренции среди поставщиков электротехнической продукции и снижения прибыльности поставок. Игроки рынка будут стремиться к созданию прочных отношений с компаниями, закупающими оборудование. В этой ситуации наиболее выигрышной стратегией станет предоставление лучшего предложения по сравнению с конкурентами. Ведь даже устанавливая меньшую цену, покупатели хотят получить высококачественный продукт и сервисное обслуживание. Поэтому даже качественному оборудованию потребуется придать добавочную стоимость, например, предложив покупателю дополнительный комплекс услуг или поставку оборудования на различные классы напряжения «под ключ».
В этих условиях поставщики оборудования для электросетей стараются снизить цены на оборудование, сокращают внутренние издержки, оптимизируют логистические цепочки, предлагают гибкие условия оплаты. Но на этом пути их ожидает серьезный конкурент: вступление России в ВТО может привести к увеличению на российском рынке числа производителей дешевого электрооборудования из Китая. Придется разъяснять покупателям, что важно при выборе оборудования ориентироваться не только на цену продукта, но и учитывать уровень производства компаний-поставщиков, наличие в продукции современных и эффективных технологий, надежность и ответственность продавца.
За шумом и суетой, разгадыванием интриг тактических решений в энергетическом сообществе почти не обсуждается главное — куда идет отрасль. И что на самом деле происходит: консолидация электросетевого комплекса на базе Российских сетей или воссоздание порезанной в ходе энергореформы монополии? Уйдет ли в этом году электроэнергетика с режима ручного управления и закончится ли период неопределенности установлением правил, которые будут действовать длительное время? Пока у игроков нет сигналов, что на эти вопросы будут ответы. В режиме ручного управления госрегулирование работает достаточно качественно, но прежнее слабое создание систем экономических ориентиров для бизнеса и инвесторов превратилось в полное их отсутствие.
Колбина Людмила, «Эксперт-Урал» №5 (542) от 4 февраля 2013
