www.expert.ru
Сергей Дубинин
Российская экономика недостаточно энерговооружена, российское население все еще мало потребляет электроэнергии в домах (на душу населения в четыре раза меньше, чем в США). Потребление энергии на душу населения в тоннах нефтяного эквивалента в год составляет в США 8,7 т, в Японии — 4,3 т, в ФРГ — 4,3 т, в России — 2,0 т, в Китае — 0,23 т. Вместе с тем энергопотребление в нашей стране крайне низкоэффективно. В таких северных странах, как Швеция и Финляндия, на единицу потребления топлива в нефтяном эквиваленте в год в расчете на одного человека производится в 3,5 раза больше ВВП, чем в России.
Именно на значительное повышение эффективности использования топлива нацелена вся инвестиционная программа электроэнергетики. Переход к экономически обоснованной более высокой цене на газ определит основные параметры технологической перестройки электроэнергетической отрасли, тогда как при сегодняшней низкой цене природного газа на уровне 40 долларов за 1 тыс. м3 экономически выгодно грузить старые мощности с низкими удельными затратами на производство из-за списанного с годами основного капитала. Надо также учесть, что в электроэнергетике советское наследство в виде низкой величины, относимой на себестоимость амортизации основных фондов электростанций, приходит к концу. Физический износ оборудования ведет либо к его окончательной гибели, либо к продлению срока эксплуатации, но с ухудшением параметров эффективности. Грубо говоря, пережигание топлива сверх разумной нормы может только нарастать. При подорожании газа это станет просто разорительным.
В целях доведения технологической структуры электроэнергетики России до современного уровня ОАО «РАО “ЕЭС России”» запланировало вложить в свою отрасль более 3 трлн. рублей за период от 4 до 5 лет (около 117 млрд. долларов). Но это позволит только начать обновление — поднять надежность сетей и построить около 34 тыс. МВт генерирующих мощностей, тогда как сегодня установленная мощность равна 219 тыс. МВт.
В следующей пятилетке (2011–2015 годы) предстоит ввести в действие еще от 50 тыс. до 70 тыс. МВт генерирующих мощностей. Только это даст необходимое крупномасштабное изменение технологической культуры — массовое внедрение угольных станций на сверхкритических параметрах сжигания топлива с циркулирующим кипящим слоем и замену паросилового цикла в использовании газа на парогазовые установки.
Дайте газу
Пока ситуация остается сложной. Любой, кто построил собственный дом в окрестностях большого города и попытался получить подключение к сети, подтвердит, что это непросто. Большинство считает, что это объясняется корыстными целями или неумением энергетиков работать. Но дело гораздо хуже.
Восстановление объемов производства в промышленности, сфере услуг, сельском хозяйстве, рост жилищно-коммунального сектора в 2000–2007 годах происходит в России неравномерно. Это означает на практике, что в ряде регионов страны уже сегодня и даже вчера потребители почувствовали нехватку, дефицит электроэнергии. Западная Сибирь и Урал, Центр России и прежде всего Москва и Московская область, Северо-Запад — Санкт-Петербург и Ленинградская область уже живут в условиях жесткого дефицита. Более чем в 20 субъектах Российской Федерации превышен уровень потребления 1991 года. Шестнадцать регионов отнесены в сезоне осенне-зимнего максимума 2006–2007 годов к категории территорий пиковых нагрузок. За дефицитом электроэнергии стоит дефицит газа. Объем потребности нашей страны (для внутреннего потребления и поставок на экспорт) в 2006 году оценивался примерно в 705 млрд. м3. Внутри страны потребляется около 400 млрд. м3, в том числе в электроэнергетике — 156 млрд. м3. Экспортные поставки — 257 млрд. м3, собственные нужды «Газпрома» — 53 млрд. м3.
Добыча газа ОАО «Газпром» в 2005−м и 2006 году не росла. Независимые производители газа снизили темпы роста с 10,5 до 5% в расчете на год. Добыча «Газпрома» — 550 млрд. м3, независимых производителей — 95 млрд. м3. Баланс газа покрывается с помощью использования центральноазиатского газа — примерно 60 млрд. м3.
Если учесть, что в наиболее тяжелый период зимних холодов в январе-феврале 2006 года потребности тепловой электроэнергетики в газе удовлетворялись не более чем на 80–82%, а в ОЗМ 2007 году при относительно теплой погоде потребление электроэнергии было почти на том же уровне, что и год назад, становится ясно — этот дефицит будет возрастать.
В зависимости от оценки темпов экономического роста от 3 до 5% в год и темпов снижения удельной энергоемкости ВВП в год от 1,5 до 2,5% ожидаемый дефицит газа на 2010 год, по прогнозам экспертов Института систем энергетики им. Л. А. Мелентьева СО РАН, составляет от 40 млрд. до 100 млрд. м3. Официальный прогноз роста ВВП — более 6% в год в течение будущих 10 лет. Скорее всего, дефицит природного газа экономика России будет испытывать в течение нескольких десятилетий.
Правительство России наконец-то это осознало. На заседании правительства 30 ноября 2006 года намечено поэтапное повышение цен на газ и гораздо более медленное повышение уровня регулируемых тарифов на электроэнергию. Поэтапно планируется и расширять торговлю электроэнергией на свободном рынке по рыночным ценам. Только с 1 января 2011 года все 100% электроэнергии намечено продавать по свободным ценам. При этом должен совершиться переход к средне— и долгосрочным контрактам на поставку электроэнергии (как по регулируемым, так и по свободным ценам).
Программа включает переход к продаже газа электростанциям по среднесрочным пятилетним контрактам с фиксацией объемов поставок и темпов роста цены топлива. На этом же этапе, не дожидаясь перехода к рынку, ставится задача привлечения массированных частных инвестиций в генерацию электроэнергии. Пятилетние инвестиционные программы на 2006–2010−е и 2011–2015 годы строятся исходя из необходимости удовлетворить спрос полностью, преодолеть дефицит, создать резервы, достаточные для ускоренного экономического роста.
Надо ясно понимать, что ни ресурсы государственного бюджета, ни весь до последнего рубля Стабилизационный фонд, ни собственные средства даже таких крупных компаний, как ОАО «Газпром» и РАО «ЕЭС России» вместе взятые не смогут обеспечить объем инвестиций, необходимый для преодоления этого двойного дефицита — природного газа и электроэнергии, — на внутреннем рынке России. Нужно привлечение в эти отрасли внешних для них денег — средств российских и иностранных инвесторов.
Третье измерение
Четырнадцатого декабря 2006 года глава германского энергетического концерна E.ON, включающего в себя как электроэнергетические мощности, так и транспортировку и продажу природного газа, Вульф Бернотат заявил, что достигнуты предварительные соглашения с «Газпромом» об обмене активами. В результате E.ON становится участником разработки одного из наиболее перспективных месторождений природного газа — Южно-Русского.
Одновременно E.ON ведет переговоры с РАО ЕЭС о возможности инвестировать в российскую электроэнергетику. Близкие по замыслу сделки обсуждаются с итальянскими компаниями ЭНИ и ЭНЭЛ, соответственно, «Газпромом» и РАО ЕЭС. Финская компания «Фортум» в 2006году увеличила свое участие в ТГК-1 (Северо-Запад России).
То, что мы наблюдаем сегодня, — это переход от обмена товарами в энергетическом секторе (экспорт сырья из России, импорт оборудования из Европы, Японии, США) к обмену, переливу капитала в рамках энергетических отраслей. Таким образом, плоскостной характер — двумерность — торговли сырьем как главной формы энергетического сотрудничества сменяется более сложной, трехмерной конструкцией, включающей инвестиции и сопутствующий им обмен технико-экономическими нововведениями. Пока в этом направлении сделаны лишь первые шаги. Однако не вызывает сомнения, что будущее сотрудничество России с Западом (в самом широком смысле слова) в решающей степени будет зависеть от способности перейти к такому инвестиционному сотрудничеству.
Разумеется, европейские энергетические компании не исчерпывают всего перечня потенциальных инвесторов в газовую отрасль и электроэнергетику России. Так, алюминиевый концерн «Базэл» стал совместно с ОАО «ГидроОГК» крупнейшим инвестором в гидроэнергетический проект в Красноярском крае — строительство Богучанской ГЭС.
Сами «Газпром» и РАО ЕЭС осенью 2006 года объявили о крупномасштабной сделке — инвестициях газового гиганта в «Мосэнерго». «Газпром» уже сегодня является одним из крупных владельцев пакетов акций как в головной компании холдинга РАО «ЕЭС России», так и в московской генерирующей электроэнергетической компании.
Для развития электроэнергетики хорошо, что газовые и нефтяные компании хотят инвестировать в непрофильные для них электроэнергетические активы. Но надо учитывать, что такие непрофильные инвестиции «Газпрома» оставляют на голодном пайке его основную деятельность — добычу и доставку природного газа потребителям.
Добыча природного газа в России начала сокращаться на сверхкрупных месторождениях синоманского газа — Уренгойском и Ямбургском. Последнее гигантское месторождение дешевого газа — Заполярное — выходит на свой максимум и не покрывает недостаток добычи на старых участках. Рост добычи возможен прежде всего на севере полуострова Ямал и на шельфе Баренцева и Карского морей (месторождения Штокмановское, Ен-Яхнинское, Южно-Русское, Бованенковское, Заполярное). Везде, кроме Заполярного, это очень дорогостоящий газ. Издержки только на его добычу без учета транспортировки будут равны его сегодняшней внутрироссийской оптовой цене — не менее 50 долларов на 1 тыс. м3.
Эпоха дешевого газа в России закончилась. Советский подарок, как это называют специалисты «Кембридж энерджи рисерч ассошиэйтс» (СЕRA), в виде низкой стоимости в рублевом исчислении основных фондов газовой промышленности «Газпром» исчерпал. Стоимость воспроизводства даже нынешнего объема добычи будет выше на два-три порядка.
Трудно не увидеть схожесть предлагаемых решений. Столкнувшись с дефицитом газа и дефицитом электроэнергии, крупнейшие российские фирмы в обоих секторах вырабатывают программы привлечения частных инвесторов, квалифицированных партнеров по бизнесу в свои предприятия для совместного преодоления угрозы кризиса.
Привлекайте инвесторов
Успех размещения эмиссии дополнительных акций ОГК-5 в октябре-ноябре 2006 года продемонстрировал высокий потенциал такой работы. Было продано 5 100 млн. акций на сумму 459 млн. долларов. Превышение объема спроса над объемом предложения размещаемых акций оказалось десятикратным. Покупателями по формальной географической принадлежности выступили инвесторы из России (32%), Великобритании (32%), Европы (17%), США (11%) и прочие (2%). Оценка банков — организаторов размещения показывает, что 72% акций приобретено стратегическими и другими долгосрочными инвесторами.
Если речь идет о портфельных инвесторах, то они в своих исследованиях российских электроэнергетических компаний особое внимание уделяют оценке перспективы роста курса их акций на рынке. Потенциальные стратегические инвесторы, интересующиеся возможностью приобрести блокирующие или контрольные пакеты акций, больше сосредоточены на технических параметрах генерации, но и они оценивают денежные потоки и потенциал роста котировок. Это подтвердила продажа 37% пакета новой эмиссии акций ОАО «ОГК-3» в марте 2007 года. Цена, предложенная стратегическим инвестором, оказалась на 20% выше текущей рыночной котировки ее акций.
Для инвесторов, как иностранных, так и российских, приобретение акций ОГК и ТГК в России — это вложение средств в машины по производству денег, а лишь затем по производству электроэнергии. Именно потому что нормальное поведение инвесторов определяется естественными экономическими мотивами, необходимо обеспечивать такую инвестиционную программу, которая коммерчески выгодна предприятию, совладельцем которого новые акционеры становятся. Однако должен быть защищен и интерес старых акционеров, и интерес российской экономики, представляемой государством. Для сочетания и обеспечения этих интересов РАО «ЕЭС России» считает правильным при продаже крупных пакетов акций (включая блокирующие и контрольные) одному инвестору предложить победителю конкурса подписать меморандум о намерении осуществить строительство новой генерирующей мощности, а затем и соответствующий договор между акционерами. При этом крупные акционеры будут обязаны координировать свои действия. Они будут способствовать, например, заключению менеджментом компании контракта под ключ (ЕРС-контракты) на строительство новой генерирующей мощности.
Если наши партнеры из отечественной машиностроительной отрасли сумеют обеспечить конкурентоспособность своей продукции по соотношению цены и качества, то удержат лидирующие позиции на российском рынке, иначе никакие связи и совместные предприятия с электроэнергетиками им не помогут. В понятие конкурентоспособности органически должно входить также и партнерство поставщиков оборудования с инжиниринговым бизнесом, способным добиваться на тендерах побед и исполнять контракты под ключ. Нужен союз с банками и лизинговыми компаниями, дающими заказчикам рассрочку платежей, приемлемые финансовые условия. Один из ключевых моментов на этом рынке — сервис, постпродажное обслуживание. Западные фирмы, те же «Сименс», «Дженерал Электрик», именно так и работают. Следовательно, эти же условия и по более приемлемым ценам обязаны предлагать и российские компании, чтобы удержать рынок за собой.
Общий объем средств, которые РАО ЕЭС рассчитывает привлечь в ходе размещения дополнительных акций на фондовом рынке в 2007–2010 годах, оценивается примерно в 390–400 млрд. рублей. Поскольку представители правительства России в совете директоров РАО ЕЭС одобрили продажу акций тепловых генерирующих компаний (ОГК и ТГК), приходящихся на долю государства в период реформирования холдинга, то в электроэнергетике появится еще один финансовый ресурс, который планируется направить в развитие сетевой инфраструктуры. Он также должен составить около 400 млрд. рублей.
Убежден, что до 2010 года к подобному размещению дополнительных эмиссий акций целесообразно будет прибегать и группе «Газпром» — в целях привлечения капитала для инвестирования в компании специального назначения с последующей организацией проектного финансирования для разработки высокодорогостоящих месторождений на севере полуострова Ямал и на шельфе северных морей.
Поскольку исполнение экспортных контрактов по поставке газа в европейские страны является и должно оставаться безусловным обязательством, от этого зависит вся система российско-европейских отношений, то внутрироссийским приоритетом становятся энергосбережение и освоение всех альтернативных видов топлива. Все это требует значительного повышения цены природного газа на внутреннем российском рынке.
Неизбежен переход к цене природного газа, равноэффективной с ценами экспорта, то есть цена в России должна определяться как оптовая в Центральной и Западной Европе за вычетом затрат на транспортировку, налогов и экспортных платежей. Такая цена на сегодня составила бы 125 долларов за 1 тыс. м3газа. Правительство планирует вывести цены для промышленности и электроэнергетики на этот уровень к 2011 году, в ЖКХ — к 2013−му, цены для потребления населением будут расти еще медленнее. Выход на такие европейские цены, как показывает опыт стран — соседей России, стимулирует процесс энергосбережения, экономии газа, что становится значимым фактором снижения затрат. Показателен пример Украины. Увеличение цены газа в 2006 году до уровня 95 долларов за 1 тыс. м3не усилило инфляцию, но привело к интенсификации обновления оборудования газопотребляющих предприятий.
В России речь идет о тех же процессах. При достижении к 2011 году цены природного газа в 125 долларов за 1 тыс. м3становится более выгодным сжигать это топливо на новых станциях с относительно дорогим оборудованием (на парогазовых установках), но без растраты топлива. Старые блоки будут включаться, используя прежде всего мазут, только в критические пиковые часы, когда цена электроэнергии на рынке резко возрастает.
Свободный рынок энергии
Широкое применение каменного и бурого угля в электроэнергетике станет экономически оправданным только в том случае, когда сравнительная цена газа на тонну условного топлива (ТУТ) будет в два раза выше, чем цена угля в расчете на ТУТ. Пока газ не подорожает еще больше, инвесторам будет выгоднее строить газовые станции. При этом необходимо учитывать тот факт, что при строительстве современных электростанций стоимость одного киловатта установленной мощности при использовании технологии парогазового цикла (ПГУ) обходится в России, как и в Европе, в 700–800 долларов (около 20,25 тыс. рублей), в то время как стоимость киловатта угольной генерации стоит не менее 1,4–1,5 тыс. долларов (около 38 тыс. рублей). Следовательно, специальные меры с использованием механизма гарантирования инвестиций в соответствии с принятым в 2005 году постановлением правительства для стимулирования строительства угольной генерации неизбежны.
Замена устаревшей техники на современную при существующих тарифах на электроэнергию растягивает окупаемость новых проектов на многие годы. Проиллюстрируем этот тезис на конкретном примере инвестиционного проекта. Был сделан анализ проекта строительства энергоблока ПГУ 400 МВт на Среднеуральской ГРЭС (параметры расчетов для всех вариантов роста тарифа приняты одинаковыми). При динамике роста тарифа на электроэнергию ниже роста инфляции («инфляция минус») дисконтированный срок окупаемости проекта — более 27 лет, то есть больше нормального срока эксплуатации оборудования.
При существующей динамике роста тарифа на электроэнергию дисконтированный срок окупаемости проекта составляет около 16 лет. В случае повышения отпускного тарифа в два раза (до уровня европейского отпускного тарифа) дисконтированный срок окупаемости — около 5 лет.
Попытки воздействовать административно на рост тарифов, сдерживать их и одновременно административно же добиваться роста инвестиций — дело абсолютно безнадежное. Просто потому, что в ограниченные размеры тарифа не умещается необходимая инвестсоставляющая, а частные (отечественные и зарубежные) инвесторы отказываются вкладывать деньги в электроэнергетику, если не понимают, как эти инвестиции будут окупаться.
Поэтому освобождение цен и переход к свободному рынку электроэнергии являются безусловной предпосылкой интенсификации инвестиционного процесса в электроэнергетике. На этой логике выстроена вся реформа данной отрасли. Отделение естественно-монопольных секторов (сети и диспетчерская служба) от генерации, создание крупных генерирующих компаний (оптовых генерирующих компаний — ОГК и территориальных генерирующих компаний — ТГК), способных привлечь инвестиции, наконец, либерализация рынка электроэнергии и мощности, на котором эти ОГК и ТГК, точнее входящие в них станции, будут конкурировать друг с другом. Это единственно возможный путь одновременно привлечь частный капитал и сдержать с помощью конкуренции рост цен на электроэнергию.
