Российские энергетики, взявшие на себя обязательства по строительству новых генерирующих мощностей, «построили» целую генерирующую компанию.

Как показывают итоги 2012 года, общий объем ввода построенных мощностей, а также вводов, перенесенных на 2013 год, сопоставим с мощностью бывшей компании ОГК-3 (ныне входит в состав ОАО «Интер РАО ЕЭС»).

Один из механизмов, обеспечивших энергетический рост, – договоры предоставления мощности, которым было предназначено доказать привлекательность отрасли для крупных инвесторов, в том числе и зарубежных. Оправдались ли ожидания, связанные с механизмом ДПМ? Какие «подводные камни» подстерегали инвесторов, решившихся на долговременные вложения? Каким может стать ожидаемый эффект новых вводов для участников энергорынка? Об этом рассуждают эксперты «Энергетики и промышленности России».

– Какие риски, на ваш взгляд, сопровождают сегодня выполнение инвестиционных программ, осуществляющихся в рамках ДПМ, приводят к решениям о переносе срока строительства энергообъектов, о переносе строящегося объекта на другую площадку и иным существенным пересмотрам первоначальных планов? Насколько весомы эти риски для самих энергокомпаний – в том числе в привязке к штрафам, которые налагаются на инвесторов, не справившихся со взятыми обязательствами? Можете ли вы выделить риски, которые практически сняты, и, напротив, риски, появившиеся буквально в последнее время?

Дмитрий Баранов, ведущий эксперт УК «Финам Менеджмент»: Существует несколько видов рисков, влияющих на выполнение инвестиционных программ по ДПМ. Во-первых, это экономический риск. Экономика не стоит на месте, случаются кризисы, изменяется конкурентная среда, все это влияет на проект – как на его стоимость, так и на сроки реализации. Кроме того, возможный рост цен на товары и услуги, используемые при реализации этого проекта, может увеличить сроки возврата инвестиций. Действия конкурентов также способны негативно сказаться на таких проектах. Есть риски финансовые: то, что денег может не хватить на проект в указанные сроки или что он обойдется намного дороже, что увеличит срок окупаемости проекта. Риски политические/административные – то, что изменится отношение федеральных и/или региональных властей к этому проекту, и он лишится статуса наибольшего благоприятствования, его будут всячески «притеснять». Существуют и риски экологические: как правило, крупные энергопроекты оказывают значительное воздействие на окружающую среду, что создает риск многочисленных протестов населения против данных проектов и повышает вероятность серьезного повышения стоимости проектов из‑за необходимости принятия дополнительных мер, направленных на защиту окружающей среды. Предосторожности такого рода приводят к увеличению срока реализации и к продлению срока окупаемости проекта ДПМ. Есть риск юридический, который заключается в том, что может измениться регулирование всей отрасли либо конкретно сегмента ДПМ, что ухудшит условия реализации таких проектов, увеличит их стоимость и время строительства. И наконец, существуют технологические риски, связанные с возможностью появления новых материалов, оборудования, технологий, более эффективных, чем применяемые в настоящий день в энергетике, и они могут больше заинтересовать клиентов энергетических компаний, то есть им потребуется меньше мощностей в будущем.

Самый значимый риск, который возник совсем недавно, – это пересмотр условий, на которых работает схема ДПМ. Насколько известно, в настоящее время этот вопрос обсуждается в профильных ведомствах. Руководители иностранных компаний, работающих в российской энергетике, – ОАО «Фортум», ОАО «Энел ОГК-5» и ОАО «Э. Он Россия», – написали письмо Владимиру Путину, в котором высказали свою озабоченность возможным изменением условий по ДПМ. Пока, насколько можно понять, никаких решений, изменяющих эти условия, не принято, а строительство мощностей в рамках ДПМ успешно продолжается, о чем свидетельствует, к примеру, недавний ввод Няганской ГРЭС (ОАО «Фортум»). Первый энергоблок работает с марта, второй должен быть введен в строй до конца года, а третий энергоблок должен заработать до конца 2014 года, то есть раньше, чем это предусмотрено графиком ДПМ.

Екатерина Шишко, аналитик агентства «Инвесткафе»: Среди основных причин срыва сроков выполнения программ по ДПМ стоит назвать неэффективное управление денежными потоками, не позволяющее своевременно финансировать строительство объектов. Также виной переносов сроков могут стать подрядчики и строительные организации, выполняющие заказ, а точнее, их некомпетентность и низкий уровень организации строительства. Последствиями срывов становятся штрафы, которые при неисполнении ДПМ или опоздании более чем на год приводят к продаже всей отобранной на КОМ мощности участника по более низкому регулируемому тарифу. В случае неисполнения или несвоевременного исполнения ДПМ генерирующие компании несут ответственность из расчета 37,5 процента от цены продажи мощности соответствующего объекта ДПМ. Что касается прецедентов срывов сроков строительства, в феврале текущего года «Совет рынка» оштрафовал в связи с нарушением срока ввода мощностей ОАО «Фортум» (речь шла о задержках с вводом двух объектов, строящихся в рамках механизма ДПМ)), ОАО «ТГК-2» (один объект), ОАО «Интер РАО – Электрогенерация» (один объект) и ОАО «Квадра» (один объект). При этом «Интер РАО – Электрогенерация» запланировала ввод мощностей Гусиноозерской ГРЭС на сентябрь текущего года, но никаких новостей по этой станции не поступало, следовательно, «Интер РАО» придется выплачивать по 125 миллионов рублей штрафа ежемесячно. Риск срыва сроков возник и в другом филиале «Интер РАО» – на Нижневартовской ГРЭС. Как сообщает сама компания, перенос завершения проектов связан с проблемой с подрядчиками.

– Насколько удачна, на ваш взгляд, была сама концепция ДПМ, оправдаются ли надежды, связанные с ее разработкой и принятием? К каким последствиям для участников рынка энергетики, на ваш взгляд, приведет крупный ввод мощностей, предусмотренный договорами ДПМ и запланированный на середину этого десятилетия, и кто окажется в выигрыше?

Дмитрий Баранов: На мой взгляд, механизм ДПМ доказал свою эффективность на практике. Об этом свидетельствует не только успешный ввод новых мощностей, но и возможность функционировать по принятым заранее правилам. К примеру, напомню о том, что в конце августа этого года Наблюдательный совет НП «Совет рынка» принял решение о наличии оснований для взимания штрафов по ДПМ в отношении семи объектов генерации мощностью 1029 МВт в связи с нарушением срока ввода мощностей в августе текущего года. Речь шла о четырех объектах «Интер РАО – Электрогенерация», «Мосэнерго», ТГК-2, «Фортума» и о трех объектах, которые обязалась построить Волжская ТГК. Иными словами, в схеме ДПМ продолжает действовать правило, которое было разработано в рамках реформы РАО «ЕЭС России»: в случае неисполнения или несвоевременного исполнения ДПМ ОГК/ТГК несут ответственность из расчета 25 процентов от стоимости инвестиционной программы за каждый объект строительства или модернизации.

Возможно, у принципов работы по схеме ДПМ есть отдельные недостатки, однако нельзя отрицать главное: российская энергетика не застыла в том положении, которое было у нее до реформы, отрасль живет и развивается, вводятся в строй новые объекты генерации, потребители обеспечены электричеством. В этом заключается немалая заслуга и схемы ДПМ, следовательно, ее стоит применять в дальнейшем, для развития энергомощностей и удовлетворения спроса со стороны потребителей.

Екатерина Шишко: С одной стороны, концепция ДПМ привлекла после реформы электроэнергетики в России значительное количество инвестиций в отрасль ввиду гарантированной окупаемости проектов в сравнительно небольшой для отрасли срок. Это также позволило свести к минимуму риск дефицита энергомощностей в стране. С другой стороны, ДПМ является абсолютно регулируемым, то есть нерыночным механизмом, что противоречит духу либерализации в отрасли. К тому же нагрузка по издержкам, связанным с реконструкцией и строительством, ложится на плечи рядовых потребителей, поскольку включается в конечный тариф. Наконец, неизвестно, по каким принципам будет работать рынок мощности после 2017 года, когда будут закончены все основные вводы.

При этом я предполагаю, что масштабный ввод новых мощностей способен снизить свободные цены на электроэнергию и привести к более низкой загруженности электростанций в будущем, учитывая, что электропотребление в настоящий момент показывает нулевой рост и вряд ли будет значительно расти в ближайшие годы.

В частности, сверхнормативные резервные мощности в первой ценовой зоне оцениваются в 14 ГВт, или 12 процентов от запрашиваемого Системным оператором объема, что сравнимо с суммарным вводом мощностей по ДПМ (около 12 ГВт), запланированным на 2013‑2015 годы.