ОАО НПО ЦКТИ
1977г. Орден Октябрьской Революции.
проектно-конструкторская деятельность опытно экспериментальные работы поставка энергооборудования расчетные работы разработка технологий сертификационные испытания. ицэо опытно-экспериментальная тэц. поставка электроэнергии. поставка теплоэнергии сервис энергетического оборудования

«    Март 2020    »
ПнВтСрЧтПтСбВс
 
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
31
 
11-03-2012, 10:15
Удержать темп

 

«Эксперт Северо-Запад» №9 (555) /

Для сохранения темпов инвестиционных вложений в энергетический комплекс следует отказаться от пересмотра правил игры.

Татьяна Вильде

Для сохранения темпов инвестиционных вложений в энергетический комплекс России, и в частности Северо-Западного региона, государству следует отказаться от регулярного пересмотра правил игры

 

Стресс-тест прошлого года, когда государство стало жестко регулировать стоимость электроэнергии и уже весной пересмотрело предельно допустимый рост цен на нее, энергокомпании Северо-Запада с точки зрения инвестиционного планирования преодолели. Некоторые игроки рынка снизили объемы финансирования модернизации действующих и строительства новых объектов. Но так или иначе они не отказывались от инвестпроектов, а лишь продлили сроки их реализации.

Инструмент воздействия

Что касается генерирующих компаний, то особых опасений по поводу сокращения их инвестпрограмм не было. 

Дело в том, что генерирующие компании работают по договорам о присоединении мощности (ДПМ), которые, с одной стороны, обязывают инвесторов возводить новые станции (объемы и сроки строительства – фиксированные), а с другой – гарантируют им возврат инвестиций. Первые ДПМ были разработаны еще в период реорганизации РАО «ЕЭС России» и использовались как инструмент воздействия на инвесторов, приобретавших акции в сформированных оптовых генерирующих компаниях (ОГК) и территориальных генерирующих компаниях (ТГК). Впоследствии договоры были пересмотрены и актуализированы, и с ноября 2010 года все генерирующие компании выстраивали свою инвестиционную политику в соответствии с новыми ввода блоков и штрафные санкции. Также они предусматривают повышенные выплаты за мощность, которые в течение 15 лет должны компенсировать инвесторам большую часть их вложений. Невыполнение же договора или задержка ввода нового блока более чем на год стали невыгодны для собственника генерирующей компании, поскольку в таком случае продажа мощности производится по низкому регулируемому тарифу, плюс к этому на инвестора накладывается штраф в размере 25% стоимости строительства.

Обязательные мощности

Если ознакомиться с данными крупнейших генераторов Северо-Запада – ТГК-1 и ОГК-2, становится понятно, что свои обязательства они выполняют в соответствии с графиками ввода новых объектов.

Как рассказывают в ТГК-1, в 2011 году объем инвестпрограммы компании составил 19,2 млрд рублей, в текущем году – 13,7 млрд. При этом финансирования, запланированного на 2012 год, достаточно для выполнения всех обязательств ТГК-1 по вводу новых мощностей. «Снижение объема вложений в этом году связано с тем, что по большинству масштабных проектов инвестпрограммы основные затраты по закупке и монтажу оборудования, строительству зданий и сооружений пришлись на 2009-2011 годы, – поясняют в ТГК-1. – К настоящему времени эти проекты или окончены, или находятся в стадии завершения. Построены и оснащены ПГУ-энергоблоки Первомайской и Южной ТЭЦ, возведен главный корпус и поставлено большинство оборудования нового энергоблока Правобережной ТЭЦ, введены в эксплуатацию пять из восьми новых гидроагрегатов станций Вуоксинского каскада ГЭС».

Что касается объема финансирования проектов в рамках ДПМ, то с 2006-го по 2011 год он составил 61,5 млрд рублей. На нынешний год вложения в реализацию этих проектов запланированы в объеме 8,7 млрд рублей. В соответствии с инвестиционной программой ТГК-1, до 2016 года предусмотрены реконструкция основного оборудования и строительство новой генерирующей мощности на семи электростанциях (в Санкт-Петербурге – на Южной, Первомайской, Правобережной и Центральной ТЭЦ, в Ленинградской области – на Лесогорской и Светогорской ГЭС, в Мурманской области – на Иовской ГЭС). При этом прирост установленной мощности в указанный период достигнет 895,15 МВт.

Похожая ситуация с выполнением обязательств у ОГК-2, в конце прошлого года объединившейся с ОГК-6. Инвестпрограмма ОГК-2 с учетом ОГК-6 предусматривает в 2010-2016 годах создание новых мощностей на десяти электростанциях общей установленной мощностью 4460 МВт, на что планируется выделить свыше 180 млрд рублей. Уже в 2012 году ОГК-2 намерена ввести новый парогазовый блок мощностью 800 МВт на Киришской ГРЭС, а также продолжить работы по строительству новых мощностей на Череповецкой ГРЭС (ПГУ 420 МВт).

Стимул для инвестора

Таким образом, крупные игроки выполняют заявленные инвестпрограммы, но спокойную жизнь – неизменность правил игры – им никто гарантировать не может. Это, в свою очередь, останавливает инвесторов, которые хотели бы вкладываться в развитие мощностей вне договоров по их присоединению. «Генерирующим компаниям это невыгодно, так как не совсем адекватно работает рынок мощностей, из-за чего нет четкого понимания возврата инвестиций в рамках другого механизма, кроме ДПМ», – замечает аналитик Альфа-Банка Элина Кулиева.

По мнению руководителя отдела департамента исследований ТЭК Института проблем естественных монополий Евгения Рудакова, чтобы генерирующие компании инвестировали за пределами ДПМ, есть три пути. Первый – конструкция ДПМ, гарантирующая окупаемость инвестиций, должна быть продлена в несколько ином виде, но при сохранении сути договоров (это временное решение). Второй – создать для генераторов настолько привлекательные условия работы на оптовом рынке электроэнергии (ОРЭ), чтобы инвестиции в возведение новых мощностей даже при отсутствии гарантий окупаемости со стороны государства стали заманчивыми (высокие цены на электроэнергию, высокая нагрузка на экономику). И наконец третий – регулятор и государство разработают долгосрочные условия участия в ОРЭ для всех субъектов и, главное, станут их придерживаться, выполняя свои обязательства в полном объеме и не внося в регламенты рынка множественные изменения на еженедельной основе, как происходит в настоящее время. «Последний путь – наиболее цивилизованный: инвестор имеет возможность оценивать долгосрочные инвестиции на основе стабильных условий работы», – считает Рудаков.

Однако не только внятные перспективы возврата средств в диапазоне пяти-десяти лет могут повлиять на инвестпланы генерирующих компаний. Как полагает ведущий эксперт УК «Финам Менеджмент» Дмитрий Баранов, их планы во многом будут зависеть и от потребителей. «Среди крупных потребителей набирает силу кампания по созданию собственных генерирующих мощностей, вполне способная серьезно сказаться на инвестпрограммах энергетиков, уменьшить их объемы. Ведь к чему увеличивать мощности, если потребители отказываются от них и создают собственные генерирующие активы, да еще и подключают к ним других? – размышляет он. – Не стоит забывать и о программах энергосбережения и повышения энергоэффективности, которые набирают обороты в стране. Потребители смогут обходиться уже существующими источниками электроэнергии, если будут серьезно экономить. Это также может оказать серьезное воздействие на инвестпрограммы энергетиков и заставит сократить их объем».

Беспокойная жизнь

Но как ни мечтай о цивилизованных правилах игры (которые не пересматривают столь часто), рассчитывать на них пока не приходится. В последние дни февраля 2012 года Минэнерго РФ ознакомило общественность с новым проектом методики расчета платежей по ДПМ. В частности, предлагается сделать корректирующий коэффициент прибыли от продаж электроэнергии (влияет на платеж за 1 МВт новой мощности) не фиксированным (сейчас это 0,71-0,78 для газовых блоков в зоне Европа – Урал, в зависимости от мощности), а плавающим – «в зависимости от прогноза цен на топливо и электроэнергию в данной ценовой зоне». Министерство обосновывает необходимость нововведения тем, что «текущая методика не учитывает растущую маржинальность генераторов и рынок может переплатить по ДПМ».