научная статья по теме СОСТОЯНИЕ И ПЕРСПЕКТИВЫ ИНВЕСТИЦИОННОЙ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ В ПОСТРЕФОРМЕННОЙ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ Энергетика

Текст научной статьи на тему «СОСТОЯНИЕ И ПЕРСПЕКТИВЫ ИНВЕСТИЦИОННОЙ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ В ПОСТРЕФОРМЕННОЙ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ»

№ 1

ИЗВЕСТИЯ АКАДЕМИИ НАУК ЭНЕРГЕТИКА

2015

УДК 338.984, 338.314

СОСТОЯНИЕ И ПЕРСПЕКТИВЫ ИНВЕСТИЦИОННОЙ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ В ПОСТРЕФОРМЕННОЙ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ

© 2015 г. Ф.В. ВЕСЕЛОВ1, А.И. СОЛЯНИК2

1Институт энергетических исследований Российской академии наук (ИНЭИРАН), Москва 2Национальный исследовательский университет "Высшая школа экономики", Москва E-mail: info@eriras.ru, erifedor@mail.ru

В статье приводится оценка результативности постреформенных рыночных механизмов конкурентного ценообразования в электроэнергетике России, созданных для обеспечения баланса между экономическими интересами поставщиков и покупателей электроэнергии и формирования рационального инвестиционного поведения энергетических компаний. Особое внимание уделено анализу неоднородности финансовой ситуации в секторе производства электроэнергии, где различия в рентабельности и кредитной нагрузке компаний создают риски для стабильного развития и реализации отложенных инвестиционных решений по обновлению генерирующих мощностей. Обсуждаются проблемы неразвитости действующих конкурентных механизмов, их краткосрочности и недостаточности для формирования инвестиционных сигналов, а также риски существующих регуляторных механизмов гарантированной доходности. Формулируются требования к комплексной оценке ценовых последствий для альтернативных решений по рынку мощности и электроэнергетическому рынку в целом с учетом формирования нового контура конкуренции в энергоснабжении потребителей на базе источников распределенной генерации.

Ключевые слова: реформирование электроэнергетики, ценообразование, конкурентный рынок, спотовые цены, рынок мощности, финансовые показатели, инвестиционная деятельность, стимулирование инвестиций.

CURRENT STATE AND A PROSPECT OF THE INVESTMENT ACTIVITY IN THE RUSSIAN POWER SECTOR AFTER THE REFORM

F.V. VESELOV1, A.I. SOLYANIK2

1Energy Research Institute of the Russian Academy of Sciences, Moscow 2National Research University "Higher School of Economics", Moscow E-mail: info@eriras.ru, erifedor@mail.ru

The paper analyzes the effectiveness of balancing the interests of power consumers and suppliers by the market mechanisms appeared after the power sector reform as well as their ability to from the rational investment behavior of the generating companies (GenCos). Special attention is paid to the heterogeneity of financial situation in power generation, where differences in profitability of GenCos create risks for their stable development and start of their assets modernization that was delayed for the last 15—20 years. The lack of competitive mechanisms for the proper investment signals and risks of existing regulatory mechanisms guaranteeing the return on investments are also discussed. The paper presents requirements for the integrated assessment of economic consequences of the market development scenarios taking into account the growth of new competitive area in energy supply based on the distributed generation sources.

центр/кВт • ч 25 г

20

15

германи^ / ес-27

10

5

0

2001

2005

2010

2014

Годы

Рис. 1. Динамика цен на электроэнергию для промышленности России и экономик США и ЕС

Key words: power sector reform, pricing mechanisms, competitive market, spot prices, capacity market, financial performance, investment activity, investment incentives.

1. Новые рыночные механизмы и их эффективность для субъектов рынка

В результате реформирования РАО ЕЭС России были созданы новые хозяйствующие субъекты: генерирующие, сетевые и сбытовые компании, сформирована система ценовых механизмов, обеспечивающая формирование их выручки за счет:

— комбинации конкурентных1 и тарифных2 механизмов для генерирующих компа-

— регулируемых по принципу ЯЛВ (по доходности на капитал) тарифов сетевых компаний, обеспечивающих передачу и распределение энергии;

— регулируемой сбытовой надбавки "гарантирующих поставщиков" и свободной ценовой надбавки для прочих энергосбытовых компаний.

Эффективность работы созданного электроэнергетического рынка как инструмента балансирования интересов поставщиков и покупателей определяется динамикой цены электроэнергии, которую в итоге получают потребители, и финансовыми показателями энергетических компаний.

Для конечных потребителей период после реформы характеризовался устойчивым ростом цен электроэнергии, который лишь частично связан с объективным удорожанием топлива и оборудования и обусловлен работой новых механизмов ценообразования. В результате за последние десять лет средняя цена электроэнергии для промышленных потребителей выросла в три раза и стала равной аналогичным показателям в США (рис. 1, см. [1]). Стоимость электроэнергии для промышленных потребителей в России остается заметно ниже, чем в Европе (это объясняется кратной разницей в ценах на топливо), но ее сравнивание с ценой для американской промышленности (страны, где цены топлива относительно невысокие) означает утрату важного конкурентного преимущества для отечественных производителей. Дальнейшее продолжение растущего ценового тренда повлечет серьезные риски снижения конкурентоспособности национальной экономики.

Для субъектов отрасли (энергетических компаний) созданная рыночная среда привела к серьезным диспропорциям в рентабельности производства отдельных секторов

1Рынок электроэнергии, балансирующий рынок, рынок мощности, рынок системных услуг.

2Регулируемые договоры на поставку энергии и мощности населению, договоры на поставку новой мощности, тарифы на отпуск тепла.

ний;

% 160

140

-Генерация всего

—X— ОГК

120

—LJ—ТГК

100

—is—ГЭС

80

—О—АЭС

60

— — Сети всего —О — Передача

40

— — Распределение

20

0

2008 2009 2010 2011 2012 Годы

Рис. 2. Динамика рентабельности производства в секторах электроэнергетики

электроэнергетики. По данным публичной финансовой отчетности, в среднем за 2008—2012 гг. рентабельность в секторе генерации электроэнергии составила 26%, изменяясь от 20 до 30%, сетевых компаний — 28%, изменяясь от 20 до 40% (рис. 2, см. [2]).

При этом сверхрентабельными являются секторы атомной и гидрогенерации, где в среднем за период рентабельность составила ~100%, в отдельные годы она изменялась в диапазоне 60—160% и 90—130% соответственно. Это связано с высокой маржой на рынке электроэнергии из-за малой доли переменных затрат в себестоимости и действующими преференциями в тарифах и надбавках по оплате мощности. Высокорентабельной является и сфера передачи электроэнергии (в среднем 47%, с нарастанием от 20 до 80%). С введением системы RAB-регулирования выросла и рентабельность распределительного комплекса.

При сравнении с остальными секторами рентабельность тепловой генерации является весьма умеренной. Для крупной тепловой генерации, сосредоточенной в ОГК, этот показатель составлял в среднем ~16%, однако из-за исходных неравных стартовых экономических условий по себестоимости в средняя за период рентабельность отдельных ОГК различается в три раза (11—35%).

Самым проблемным является сектор региональной тепловой генерации (ТГК), где низкая рентабельность (в среднем 7%) во многом связана с практикой экономически необоснованного регулирования тарифов на тепло. Невысокая рентабельность работы большинства средних и мелких ТГК приводит к возникновению существенных сложностей в финансировании ими своих инвестиционных программ, затрагивающих системы централизованного теплоснабжения.

Рентабельность производства (и текущий уровень амортизационных отчислений) влияет на возможности аккумулирования собственных средств для инвестиций и потребности внешнего финансирования. Исходя из различной обеспеченности собственными ресурсами, генерирующие компании при реализации инвестиционных программ выбирали различные стратегии финансирования: полный отказ от привлечения заемных средств или минимальное привлечение; активное использование кредитов.

За прошедшее пятилетие кредитная нагрузка генерирующих компаний существенно выросла, что отражает показатель отношения Долга к EBITDA. Значительная прибыль ГЭС и АЭС (в т.ч. за счет целевых инвестиционных средств) и механизм эмиссии акций в пользу государства позволяли им вплоть до последних лет поддерживать минимальный рост нагрузки по кредитам (рис. 3).

Годы

Рис. 3. Динамика уровня кредитной нагрузки в генерирующих компаниях (отношение долга к EBITDA)

МВт 10000

8000

6000

4000

2000

2000

2005

2010 Годы

2015

2020

Рис. 4. Динамика вводов мощности на электростанциях России

Невысоким был уровень и средний кредитной нагрузки ОГК (~1), однако по отдельным компаниям его значение варьировалось от 0 до 2 и более. Из-за низкой рентабельности средний за период показатель кредитной нагрузки ТГК составил 2,7, в 2012 г. он превысил 4. При этом для отдельных ТГК уровень кредитной нагрузки варьируется от 1,2 до 12, и только четыре компании имеют его ниже 2.

Таким образом, созданная в результате реформы система конкурентных и тарифных механизмов ценообразования пока еще не обеспечила фундаментального баланса экономических интересов поставщиков и покупателей. Она сдвинута в сторону интересов поставщиков и не обеспечивает сопоставимых финансовых условий для работы и развития отдельных секторов электроэнергетики.

2. Постреформенные инвестиционные механизмы и эффективность их работы

Динамика финансовых показателей энергетических компаний показывает, что они не все способны поддерживать существующий темп инвестиционной активности. Централизованные механизмы стимулирования инвестиций (ДПМ, ЦИС) позволили кратно увеличить объемы вводов мощностей (от 1—2 до 7—8 ГВт в год). Однако даже с учетом инерционности инвестиционных процессов уже в ближайшие годы необходимы эффективные рыночные механизмы формирования сигналов, обеспечивающие поддержание инвестиционной активности (рис. 4).

ГВт

0 Г

-20 -40 -60 -80

Выбытие по ресурсу на 2011 г.

\////////Л

□ Угольные ТЭС ^ Газомазутные ТЭС

_1_

_1_

J

Выбытие по Выбытие по Выбытие по ресурсу Программе Схеме ЕЭС на 2020 г. модернизации 2013—2019 гг. до 2020 г.

Рис. 5. Масштабы необходимых и планируемых объемов вывода действующих мощностей до

Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.

Показать целиком