Реферат: Перспективы развития российской энергетики

Раздел IV. Перспективы развития российской энергетики

Глава 13. Развитие энергетики в условиях рынка
13.1. Концепция инвестиционного развития электроэнергетики
Как уже отмечалось в Главе 1 рассмотрено в 1.2.,спад в развитии начиная с 1991 года электроэнергетикиа России завершился в 1998 году, за ним последовал последовательно прошла три фазы: спада (1991 – 1998),период стационарного функционирования (1999 – 2005), иа с 2006 г., электроэнергетика вступила в фазу развития. В 2006 г. эНеобходимость такого тот перехода была обусловленасопровождался кратным увеличением темпов роста энергопотребления. Если в 1999—2005 гг. спрос на электроэнергию увеличивался на 1,6—1,7 % ежегодно, то за период 2006 — середина 2008 г. средний ежегодный рост потребления составил 3,8 %.

Динамика электропотребления, структурные, отраслевые и региональные изменения в хозяйстве страны выявили ряд диспропорций в электроэнергетике, ведущих к недостатку генерирующих мощностей и сетевой инфраструктуры. Эта нехватка мощностей дала себя почувствовать в регионах с пиковыми нагрузками уже в месяцы осенне-зимнего максимума в 2005—2006 гг. В наиболее быстро развивающихся регионах требовалось наращивание установленных генерирующих мощностей, т.е. развертывание капитального строительства в крупных масштабах. Технологическая структура тепловых генерирующих источников, базировавшихся на устаревших технических решениях паросилового цикла, высокая степень износа основного оборудования, — все это диктовало необходимость интенсивного развития инвестиционного процесса в электроэнергетике, следовательно перехода отрасли на новый инвестиционный этап развития. Внутренние источники накопления в отрасли, финансовые ресурсы предприятий электроэнергетики в условиях тарифного регулирования явно недостаточны. Вертикально-интегрированные компании (АО-энерго), соединяющие в своей структуре тепловые генерирующие источники (ТЭС), поставляющие потребителям как электричество, так и тепло, а также распределительные электросети имели низкую инвестиционную привлекательность для внешних инвесторов. Крупнейшие тепловые и гидроэлектростанции (ГРЭС и ГЭС с установленной мощностью более 1000 МВт) были более интересны в качестве объекта инвестиций, но и они, как правило, среди своих акционеров имели не стратегических, а портфельных инвесторов.

Глубинные качественные изменения, сопровождающие переход электроэнергетики от стационарной фазы к фазе развития, обусловливают необходимость новаций в системе и временном горизонте управления в отрасли. В частности, на всех уровнях — от электростанции до территориальной или оптовой генерирующей компании и отрасли в целом — появляются новые управленческие функции для решения задач управления развитием. Для каждого уровня эта задача имеет свое содержательное наполнение и в каждом случае требует специальных организационных решений.

Если необходимость перехода к фазе интенсивного развития была предопределена внешними по отношению к электроэнергетике факторами – увеличением темпов роста экономики страны и исчерпанием ресурса производственных мощностей, созданных еще в советское время, то возможность такого перехода полностью зависела от степени зрелости проведенных преобразований.

Переход в фазу развития требует расширения временных горизонтов управления. На стационарной стадии он, как правило, составляет 1—3 года и в качестве конечной цели имеет простое воспроизводство. Так, на уровне электростанции речь идет о производстве заданного объема электроэнергии с потреблением заданного объема топлива. При этом управление ограничивается задачами повышения эффективности производства и снижения издержек. На стадии развития появляется необходимость в параллельном формировании краткосрочных, среднесрочных (5—10 лет) и долгосрочных (15-20 лет) планов развития, увязанных между собой. Это обусловлено как технологической сложностью единой энергетической системы, так и колоссальным объемом инвестиций для осуществления крупных единичных проектов.

На этапе развития должны быть кардинально пересмотрены требования к взаимодействию с внешней средой. На стационарном этапе колебания объема выработки электроэнергии незначительны и объясняются естественным сезонным изменением спроса, который в свою очередь обусловлен климатическими факторами. Соответственно и объемы поставок топлива существенно не меняются. При переходе к фазе развития вскрывается потребность в понимании не только количественной динамики спроса, но и его структуры. Для формирования стратегии развития энергокомпании важно понимать, чем этот спрос обеспечен: появлением ли отдельных крупных или многих мелких потребителей, развитием ли предприятий сферы услуг или жилищного сектора. Каждая из этих групп потребителей имеет свои особенности, в том числе свой режим энергопотребления и требования к напряжению присоединяемых сетей, которые должны найти свое отражение при формировании перечня мер по развитию как региональной энергосистемы, так и ЕЭС России в целом.

Появление целого комплекса новых управленческих задач в фазе развития требует изменения и кадровой политики. Помимо финансовой, корпоративной и юридической квалификации сотрудников особые требования должны предъявляться к их инженерным и техническим знаниям, растут требования к навыкам управленцев в области среднесрочного и долгосрочного планирования.

При формировании системы управления электроэнергетикой на стадии развития традиционные особенности отрасли (см. 1.1.2.) приобретают новое значение. В частности, речь идет о невозможности хранения электроэнергии и технологической целостности отрасли как единого производственного комплекса. Эти особенности на стадии развития требуют гораздо более полного, глубокого и всестороннего учета, чем на стационарной стадии. Поддержание целостности электроэнергетики как единого технологического комплекса и пропорциональности развития отдельных его сегментов — генерирующих источников, магистральных и распределительных сетей — в процессе развития становится одной из ключевых задач. Из других важных особенностей энергетики, требующих дополнительных решений в фазе развития, отметим большие масштабы единичных проектов, являющихся, как правило, крупными или крупнейшими.

Скрупулезный учет всех этих факторов требует не только адекватной реакции на изменение объема и структуры спроса, но и выработки концепции разворачивания инвестиций в электроэнергетику.

Первоначально предполагалось (см. 1.2.), что реформа в отрасли будет завершена до начала стадии развития. И поэтому собственно инвестиционный процесс планировалось запустить в постреформенный период, когда РАО «ЕЭС России» уже прекратит свое существование. Однако в реальности по совокупности объективных и субъективных причин к стадии развития пришлось приступить до завершения реформы.

Именно поэтому концепция разворачивания инвестиций стала неотъмлемой частью и прямым продолжением концепции реформирования. Как показано в Главе 2.1, в сфере структурных преобразований суть реформы энергетики состоит в разделении потенциально конкурентных (производство и сбыт электроэнергии) и потенциально монопольных (передача электроэнергии по сетям и управление единой энергетической системой) секторов в электроэнергетике.

Такое разделение по видам деятельности позволяет запустить специфические для каждого вида деятельности инвестиционные механизмы. Суть концепции разворачивания инвестиций основана на том, чтобы источники инвестиций для каждого сегмента электроэнергетики были адекватны экономической природе этого сегмента. Так, в конкурентных секторах, прежде всего в тепловой генерации, должны преобладать частные инвестиции. В монопольном секторе, который будет находиться в государственной собственности и останется объектом тарифного регулирования, в качестве источника инвестиций будут использоваться в основном длинные кредитные ресурсы, бюджетные средства и тарифная выручка. Исходя из этого принципиального разделения осуществляется выбор конкретных источников инвестиций для каждого технологического сегмента электроэнергетики. При этом необходимо учитывать не только отличия предприятий электроэнергетики по видам деятельности, но и по форме собственности (частные и государственные).

Таким образом, в процессе реализации реформирования были созданы компании, способные «принять» инвестиции. Без реализации этого этапа рассчитывать на привлечение инвестиций в непрозрачные «старые» АО – энерго было абсолютно не реалистично.

Тепловые генерирующие компании являются основной рыночной составляющей электроэнергетики. Осуществление их развития за счет частного капитала позволяет снять с государства бремя бюджетного финансирования инвестиций в этом сегменте. Поэтому для теплоэнергетики ведущим источником инвестиций является частный капитал инвесторов. Но наличие компании, адекватных инвестиционных механизмам не достаточно для собственно привлечения инвестиций. Появление генерирующих компаний пробудило интерес инвесторов, и позволило перейти к серьезному обсуждению возможности привлечения инвестиций, но не давало ответа на основной вопрос любого инвестора – вопрос о «гарантий» возврата инвестиций.

В «обычных» условиях сформированного, имеющего историю, либерализованного рынка ответ, которого ждет инвестор чрезвычайно прост – инвестору необходим справедливый, эффективно функционирующий рыночный механизм. Как следует из предыдущего описания, такого механизма к 2006 году не существовало. Поэтому ответ инвесторам был дан более сложный. Он состоял из двух частей:

- первая часть заключалась во внесении изменений в ФЗ «Об электроэнергетики», устанавливающих точную дату 100% либерализации торговлей и мощностью и энергией – 1 января 2011 года;

- вторая часть заключалось в формировании договоров предоставлении мощности, то есть инвестиционных условий, исполнение которых инвестор должен гарантировать, приобретая генерирующую компанию.

Если первая часть ответа делала инвестиции осмысленными со стороны инвестора, то вторая часть делала осмысленным привлечение инвесторов со стороны государства.

Генерирующие компании по условиям договора обязуется предоставлять мощность, производимую на генерирующем оборудовании, месторасположение и предельные характеристики которого соответствуют указанным в приложении к договору. В случае неисполнения или частичного неисполнения своих обязательств по предоставлению мощности компания обязана возместить причиненные убытки и расходы, в том числе в связи с получением объема недостающей мощности.

Таким образом, в процессе реформирования были созданы условия, которые гарантируют экономику страны от ситуации, в которой частный инвестор, приобретя генерирующую компанию, откладывал бы осуществление инвестиций до момента формирования полномасштабного рынка мощности. Учитывая длительность цикла капитального строительства в электроэнергетике, такая задержка могла привести к ситуации дефицита уже через три – четыре года.


Однако состав этих конкретных источников претерпевает изменения со временем. Для простоты описания этого следует разделить саму фазу развития на два этапа, заданных во многом логикой преобразований в электроэнергетике. Их принципиальное отличие заключается в степени развития в отрасли рыночных механизмов. В зависимости от рассматриваемой стадии набор инвестиционных источников для каждого технологического сегмента будет изменяться.

Первый этап — «start up», или стартовый, — охватывает период 2006—2012 гг. В 2006-2007 гг., как известно, преобразования в отрасли были еще далеки от завершения, а значит, процесс разворачивания инвестиций на этом этапе не мог быть выстроен только на рыночных принципах.

Традиционные продуктовые рынки оперативно и адекватно реагируют на соотношение текущего спроса и предложения. Существенно более сложно на них происходит реакция на инвестиционный спрос. Эта закономерность справедлива и для электроэнергетики. В 2006—2007 гг. в отрасли было бы преждевременно рассчитывать на получение адекватного инвестиционного сигнала, базирующегося на рыночной основе.

В этих условиях стартовый этап разворачивания инвестиций характеризовался значительной степенью централизации. Необходимо было разработать как условия договоров предоставления мощности, так и, согласованные с ними, инвестиционные программы сетевых организаций. Результатом разработки стала Так, пятилетняя инвестиционная программа холдинга РАО «ЕЭС России» включавшая в себя взаимоувязанные планы развития тепловой, атомной и гидроэнергетики, магистральных и распределительных сетей, разрабатывалась из единого центра, что обеспечило ее целостностьс учетом планов развития атомной электроэнергетики, инвестиционных планов независимых производителей и потребителей электроэнергии. Более того, программа была доведена до каждого дочернего общества посредством корпоративных процедур и утверждена решениями соответствующих советов директоров, а где необходимо, и собраний акционеров ДЗО.

Корпоративные процедуры были в основном завершены до прихода в компании новых стратегических акционеров. В генерирующих компаниях Сами задачи по вводу объектов инвестиционной программы были юридически закреплены в форме договоров на предоставление мощности (см. подпараграф 13.4.4). Таким образом, инвесторы приходящие в генерирующие компании, были поставлены перед необходимостью взятия на себя обязательств исполнения инвестиционной программы. Иными словами, механизм разработки и утверждения этих документов носил централизованный корпоративный характер. Вместе с тем вся эта программа была полностью основана на результатах серьезной работы по оценке и прогнозированию рыночного спроса на электроэнергию.

Привлечение частных инвесторов в генерирующие компании под инвестиционные условия потребовал формирования адекватного механизма привлечения инвестиций. Механизм должен был предусматривать, с одной стороны, закрепление указанных условий, а, с другой стороны, наличие у генерирующих компаний источника для осуществления инвестиций. Необходимо напомнить, что постепенная либерализация рынка (то есть сохранение тарифного регулирования на значительный объем производимой электроэнергии и мощности) не позволяла генерирующим компаниям вовремя аккумулировать необходимый инвестиционный ресурс. В качестве такого механизма было использовано Еще одна особенность стартового этапа состояла в приходе прямых частных инвестиций в электроэнергетику за счет размещениея дополнительных эмиссий акций ОГК и ТГК и продажи акций теплогенерирующих компаний, приходившихся на долю государства в ходе реорганизации. Как известно, это позволило привлечь в 2006-2007 гг. около 500 млрд.1 трлн руб. средств частных (отечественных и иностранных) инвесторов. Часть этих средств, полученных от продажи государственных по своей природе активов, была перераспределена в пользу ОАО ФСК ЕЭС и ОАО «ГидроОГК» — важнейших инфраструктурных элементов электроэнергетики, которые на этом этапе не могли рассчитывать на привлечение частных инвестиций. Таким образом, стартовый финансовый импульс, полученный в ходе первого этапа инвестиционного процесса, был распределен между частными тепловыми генерирующими компаниями и государственными ОАО «ФСК ЕЭС» и ОАО «ГидроОГК».

Специфика стартового этапа инвестиционного процесса в электроэнергетике нашла свое отражение в модели переходного рынка мощности, который был запущен во второй половине 2008 года. Его экономический смысл состоит в том, чтобы по всем уже разработанным и утвержденным инвестиционным проектам в рамках инвестиционной программы РАО «ЕЭС России» принять оптимальное решение о рыночной цене вводимых мощностей. Инвестиционный процесс в генерации должен быть окончательно закреплен с

Начиная с 2012 г., планируется запускомтить целевогой рынока мощности, который и будет означать переход ко второму, рыночному этапу привлечения инвестиций. На этом этапе централизованная разработка директивной инвестиционной программы электроэнергетики уже невозможна, нереализуема, да и просто вредна. Актуальность приобретает тонкое сочетание роли государства и рыночных институтов при разработке инвестиционной программы в электроэнергетике, которое будет реализовано в рамках целевой модели рынка мощности (См. Главу 6).

Новые собственники генерирующих компаний должны будут сформировать предложения об объемах и характере инвестиций, опираясь учитываяна государственные прогнозно-проектные документы (энергетическая стратегия, генеральная схема развития и размещения электроэнергетики – см. Главу 14.2) и собственную оценку динамики роста спроса на электроэнергию. С этими представлениями генерирующие компании выйдут на рынок мощности, где произойдет отбор наиболее эффективных решений (см. 6.3). С запуском целевого рынка мощности, разработанные инвестиционные условия приобретут экономическое содержание, благодаря чему будет осуществлен плавный переход инвестиционного процесса с административных на рыночные основания.

Этот источник был использован при осуществлении размещения акций генерирующих компаний в 2007-2008 гг. Вместе с тем выяснилось, что частные инвесторы готовы осуществлять реализацию проектов только на условиях долгосрочных контрактов на поставку полного объема вырабатываемой электроэнергии по ценам, обеспечивающим полную окупаемость произведенных вложений (так называемые PPA). Не менее важным для них является и наличие долгосрочных контрактов с поставщиками топлива, поскольку без таких контрактов их риск неприемлемо велик. В России только в 2007—2008 гг. стала вводиться практика заключения среднесрочных договоров на поставку угля и газа. PPA-контракты не использовались в России. Средне- и долгосрочные контракты с потребителями должны стать частью рынка электроэнергии и мощности.

Сформированный таким образом набор долгосрочных инвестиционных проектов в тепловой электроэнергетике, основанных на реальных инвестиционных рыночных сигналах, должен быть дополнен набором инвестиционных решений в магистральных и распределительных сетях, гидро- и атомной энергетики.

При разработке комплекса инвестиционных механизмов для каждого из сегментов электроэнергетики, как было сказано выше, должны учитываться его экономические и технологические особенности. В целом подход к ним основывается на разделении энергетики на конкурентный и монопольный секторы. Однако это общее понимание концепции инвестирования в энергетику потребовало существенной детализации и дифференциации каждого из технологических звеньев. Кроме того, в перечнях конкретных источников инвестирования имеются отличия и для двух стадий инвестиционного процесса.

Ключевые технологические сегменты электроэнергетики — это атомная, гидро-, тепловая энергетика, магистральные, распределительные сети и диспетчирование. Потенциальные источники инвестиционных ресурсов — это государство, сами энергетические компании (за счет доходов от рыночных продаж либо продаж по утвержденному тарифу), частные инвесторы (российские и зарубежные) и потребители.

Что касается атомной и гидро энергетики, то до тех пор, пока этот сегмент будет оставаться в находиться под контролем государственной собственностиа. В связи с этим, именно государству и предстоит нести инвестиционное бремя на стартовом периоде развития.изыскания инвестиций. Дополнительные средства могут быть получены через инвестиционную составляющую в тарифе. В последнее время предпринимаются попытки решить проблему привлечения частных инвестиций в атомную энергетику. Однако говорить о реальных проектах пока преждевременно. После формирования целевого рынка мощности атомная и гидро энергетика получат возможность развиваться на рыночных основаниях. Таким образом, государство выступает в роли аналогичной роли частного инвестора в тепловой генерации.

Гидроэнергетика с точки зрения источников инвестиций, занимает промежуточное положение между атомной и тепловой генерацией. Будучи контролируемой государством, гидроэнергетика, безусловно, должна получать какую-то часть инвестиционных средств из государственных источников. Соответствующие расходы должны быть предусмотрены в федеральном бюджете страны. Кроме того, по законодательству водохранилища ГЭС находятся в федеральной собственности. И государство обязано финансировать работы, связанные с лесосводкой, лесоочисткой, подготовкой ложа водохранилища, учитывая, что это его собственность. Ну и наконец в самом тарифе ОАО «ГидроОГК» предусматривается инвестиционная компонента, как и для атомной энергетики.

Вместе с тем для гидроэнергетики потенциально открыты и возможности привлечения частных инвестиций. Одним из таких способов является осуществление крупных проектов по схеме проектного финансирования с привлечением частного капитала. Примером такого проекта может быть названо строительство Богучанского энергометаллургического объединения (БЭМО), осуществляемого ОАО «ГидроОГК» совместно с ОАО «РУСАЛ» на паритетных началах. В рамках этого проекта в Нижнем Приангарье будут построены гидроэлектростанция мощностью 3 тыс. МВт и алюминиевый завод производительностью 600 тыс. т алюминия в год.

Стратегически нельзя исключать и привлечения частных инвестиций непосредственно в ОАО «ГидроОГК» посредством размещения дополнительной эмиссии акций, поскольку доля государства в компании в настоящее время превышает целевые 50 % плюс одна акция.

Теплоэнергетика является основной рыночной составляющей электроэнергетики, что позволяет снять с государства бремя бюджетного финансирования инвестиций в этом сегменте, тем более что необходимые объемы их (инвестиций на 5 лет — до 2012 г.) сопоставимы с объемом стабилизационного фонда страны. Поэтому для теплоэнергетики ведущим источником инвестиций является частный капитал инвесторов. Этот источник был использован при осуществлении IPO генерирующих компаний в 2007-2008 гг. Вместе с тем выяснилось, что частные инвесторы готовы осуществлять реализацию проектов только на условиях долгосрочных контрактов на поставку полного объема вырабатываемой электроэнергии по ценам, обеспечивающим полную окупаемость произведенных вложений (так называемые PPA). Не менее важным для них является и наличие долгосрочных контрактов с поставщиками топлива, поскольку без таких контрактов их риск неприемлемо велик. В России только в 2007—2008 гг. стала вводиться практика заключения среднесрочных договоров на поставку угля и газа. PPA-контракты не использовались в России. Средне- и долгосрочные контракты с потребителями должны стать частью рынка электроэнергии и мощности.

Инвестиционная программа ОАО «ФСК ЕЭС» может осуществляться лишь за счет бюджетных средств, средств самой компании, а также привлеченных кредитов. Использование средств частных инвесторов, даже при реализации отдельных проектов в магистральном сетевом комплексе, маловероятно. Однако стоит отметить, что частная собственность в Единой национальной электрической сети вне зоны ответственности ОАО «ФСК ЕЭС» законодательно не запрещена. Для реального привлечения частных инвестиций в магистральные сети пока не созданы предпосылки, но нельзя полностью исключать такую возможность. Еще один источник инвестирования в развитие ОАО ФСК ЕЭС — это плата за технологическое присоединение потребителей и генерирующих объектов к сетям.

Использование федерального бюджета в инвестиционных целях в распределительном сетевом комплексе невозможно не эффективно из-за обширной географии работы этих компаний и их региональной природы. А вот средства бюджетов субъектов Федерации и городских бюджетов вполне могут быть использованы направлены (и в некоторых регионах уже используютсявыделены) для нового строительства и модернизации этого технологического сегмента электроэнергетики.

Как и в секторе генерации, в развитии сетевых компаний (как магистральных, так и распределительных сетей) необходимо выделять два этапа. В целевом состоянии, переход к которому предполагается завершить к концу 2010 года, основу инвестиционного развития должен составить сетевой тариф основанный на экономически обоснованной норме доходности инвестиционного капитала. Это создаст действенные предпосылки для привлечения инвестиций в магистральные и распределительные сети. Кроме того, в соответствии с Федеральным законом «Об электроэнергетике» после 2011 г. В распределительный сетевой комплекс может привлекаться частный капитал. Таким образом, для этого технологического сегмента в электроэнергетике откроется еще один источник финансирования программ развития в виде прямых частных инвестиций.

До перехода в целевое состояние, Однако основным важным источником финансирования инвестиционных программ в магистральных и распределительных сетях на ближайшие несколько лет останется плата за технологическое присоединение потребителей. Этот инвестиционный источник имеет сложную экономическую природу. Вместе с тем его формирование было необходимо на период запуска инвестиционной программы электроэнергетики, чтобы обеспечить плавный переход от текущего уровня тарифов на передачу к их экономически обоснованному уровню.целостность развития единого технологического комплекса в этой отрасли. В соответствии с Федеральным законом «Об электроэнергетике» плата за техническое присоединение является временным механизмом, действие которого в основном прекращается с 1 января 2011 г. К этому времени предполагается полностью завершить в распределительном сетевом комплексе тарифную реформу с переходом на систему тарифообразования, основанную на экономически обоснованной доходности инвестиционного капитала. Это создаст действенные предпосылки для привлечения инвестиций в распределительные сети. Кроме того, в соответствии с тем же Федеральным законом «Об электроэнергетике» распределительный сетевой комплекс после 2011 г., может переходить в частные руки. Таким образом, для этого технологического сегмента в электроэнергетике откроется еще один источник финансирования программ развития в виде прямых частных инвестиций. Такой переход, как нетрудно заметить, также укладывается в общую логику усиления рыночных механизмов при переходе от первого ко второму этапу инвестиционной фазы развития электроэнергетики.

Учитывая сильное отставание развития магистральных сетей и гидро генерации, а также невозможность привлечения частного капитала на этапе перехода в целевое состояние, указанные выше механизиы инвестироывния были подкреплены дополнительным источником финансирования. Благодаря продаже части акций тепловых генерирующих компаний, сформированный финансовый ресурс (около 500 млрд. рублей) был распределен между ОАО «ФСК ЕЭС» и ОАО «РусГидро», что позволило удовлетворить наиболее острые инвестиционные потребности указанных компаний.

ОАО «СО ЕЭС», осуществляющий управление режимами в Единой энергетической системе России, не может быть погружен в рыночное пространство в полной мере. Поэтому источниками инвестиций в развитие диспетчерской вертикали является соответствующий тариф на услуги ОАО «СО ЕЭС» и средства федерального бюджета. Учитывая небольшой, по сравнению с остальными сегментами электроэнергетики, объем необходимых инвестиций, такой механизм является вполне адекватным. После строительства рынка системных услуг появятся дополнительные рыночные источники для инвестирования в эту сферу.


13.2. Реализация перехода в фазу развития в 2006-2008 гг.Инвестиционная активность в российской электроэнергетике

Подготовка и реализация инвестиционной программы РАО «ЕЭС России» стала возможной благодаря последовательной и целенаправленной политике реформирования электроэнергетики, позволяющей в полной мере реализовать инвестиционный потенциал частных (негосударственных) источников финансирования.

Для фФинансирования столь масштабного (десятки ГВт) строительства генерирующих мощностей требует использования используются всех имеющихся в наличии ресурсов: собственныхе средства энергокомпаний, заемногое финансированияе, средства, получаемыхе от размещения эмиссий дополнительных акций ОГК и ТГК в пользу частных инвесторов, механизмовы проектного финансирования, прямыхе частныхе инвестиции.

Соответственно Начиная с 2006 года крупные генерирующие компании (ОГК и ТГК) выходят на рынок капитала в целях реализации своих инвестиционных программ. Именно такие структуры, как ОГК и ТГК, оказались способными предоставить агентам рынка транспарентную отчетность о своей деятельности, подготовленную по стандарту как РСБУ, так и МСФО. Этими компаниями подготовлены финансовые модели на основе прогнозов динамики дисконтированных денежных потоков на 10—15 лет вперед, показаны условия экономически обоснованного и безопасного привлечения заемного капитала (кредитов и облигационных займов).

ОГК и ТГК представили агентам рынка транспарентную отчетность о своей деятельности, подготовленную по стандарту как РСБУ, так и МСФО. Информационные материалы, размещаемые на сайте компании, анализ инвестиционных проектов (предТЭО проектов), представленных инвесторам, ясные правила игры в отрасли, обеспеченные своевременными решениями исполнительной власти (Правительства РФ) и утвержденные властью законодательной, — все это убедительно подтверждало для потенциальных инвесторов целесообразность активного участия в инвестициях в электроэнергетику.

Потенциал роста капитализации созданных в процессе реструктуризации компаний может быть показан на примере данных о стоимости 1 кВт установленной мощности российских генерирующих компаний. Средний показатель для ТГК 446 долл./кВт. Средний показатель по ОГК и крупным ТГК равняется 545 долл./кВт, хотя среди них есть и такие генерирующие компании, как ОАО «Мосэнерго» или ОАО «ОГК-4», для которых он составляет более 600 долл./кВт. Сопоставимые зарубежные электроэнергетические компании в странах Центральной и Восточной Европы имеют показатели на уровне 800—900 долл/кВт установленной мощности. Компании из стран — «старых» членов ЕС имеют показатели 1000—1500 долл./кВт; в США — еще выше1.

Развитие экономического потенциала российской электроэнергетики открывает перспективу значительного роста стоимости инвестированного капитала. Этот потенциал, формирующий инвестиционную привлекательность отрасли, будет реализован в ходе экономического роста страны в целом в результате снижения оценок странового риска инвесторов в российскую экономику.

Выход тепловых генерирующих компаний (ОГК и ТГК) на фондовый рынок России с публичным и частным предложением первичных и вторичных акций в конце 2006 г., в течение всего 2007 г, а также в первой половине 2008 г., стал реализацией инвестиционного потенциала электроэнергетики.

Программа размещения акций ОГК и ТГК стартовала в ноябре 2006 г. первичным размещением акций ОАО ОГК-5 на российском фондовом рынке. В результате размещения спрос на новые акции ОАО ОГК-5 превысил предложение примерно в 10 раз. ОАО ОГК-5 привлекло 459 млн. долл., разместив 14,4 % своих акций. Следующее же по времени первичное размещение 37,9 % акций ОАО ОГК-3 в пользу стратегического инвестора принесло компании 3,0 млрд долл.

К концу 2007 г. объем размещения первичных и вторичных акций превысил 20 млрд долл. Общий объем продаж первичных и вторичных акций тепловых генерирующих компаний (ОГК и ТГК), планируемых на период до реорганизации ОАО РАО «ЕЭС России», должен составить более 40 млрд долл. Данный инструментарий привлечения инвестиций в сектор предприятий, генерирующих электроэнергию, в настоящее время превратился в весьма важный источник средств, используемых для финансирования инвестиционных проектов в электроэнергетике.

Общий объем запланированной на период 2006—2010 гг. инвестиционной программы в рамках холдинга ОАО РАО «ЕЭС России» составляет 130 776 млн долл. Из них 68,8 млрд. долл. (52,5 %) приходится на долю генерирующих компаний (в том числе 55,7 млрд — на тепловые компании), а 61,0 млрд (46,6 %) на сетевые компании (31,9 млрд и 29,1 млрд долл. на МРСК и ФСК соответственно). Около 1 млрд долл. (0,8 %) составляют инвестиционную программу ОАО «СО—ЦДУ ЕЭС».

Начиная с 2007 г. удалось обеспечить серьезное увеличение ежегодного объема инвестиций в отрасли. Если в 2006 г. он составил 4,0 млрд долл., то в 2007 г. возрос до 19,2 млрд, а в последующие 3 года в среднем ежегодно будет составлять 34,76 млрд долл. (рис. 13.2.1).

Из этого объема инвестиций в целом за период 2006–2010 гг. 27 % составляют прямые частные инвестиции. Собственные средства компаний обеспечивают 34 % инвестиций, 17 % приходится на заемные ресурсы (кредиты и облигационные займы).



Рис. 13.2.1. Инвестиционная программа холдинга РАО «ЕЭС России» в 2006—2010 гг.: объемы и направления

До 2006 г. инвестиционные кредиты привлекались для финансирования объектов незавершенного строительства ДЗО, выполнение по которым составляло более 50 %. В большинстве случаев для таких проектов закуплена и частично смонтирована большая часть оборудования; кредит привлекается для завершения проекта. В качестве обеспечения возврата привлеченного кредита ДЗО предоставляли в залог имущество. Ставки по кредитам для таких проектов больше, чем ставки по кредитам для проектов, реализуемых под поручительство головной компании холдинга ОАО РАО «ЕЭС России». В последние годы ситуация радикально изменилась. ОГК и ТГК привлекают в настоящее время крупные кредиты ведущих банков страны в качестве первоклассных заемщиков. Отдельно отметим кредиты международных финансовых институтов. Например, действующие кредитные линии Европейского банка реконструкции и развития (ЕБРР):

● кредит ОАО «Мосэнерго» на реконструкцию ТЭЦ в объеме 70 млн долл.;

● кредитный договор с ОАО «СО—ЦДУ ЕЭС» в объеме 80 млн. евро на создание автоматизированной системы Системного оператора.

При реализации проектов часто используются лизинговые механизмы при поставке оборудования. Например, в 2006 г. ОАО «Мобильные ГТЭС» заключен лизинговый контракт на приобретение технологического оборудования на сумму 8,2 млрд руб. сроком на 3 года. ОАО МОЭСК заключило лизинговые договоры на финансирование поставки электросетевого и обслуживающего оборудования на сроки от 50 до 90 месяцев на общую сумму 14 млрд руб.

Необходимость поддержки иИнвестиционныеой программы инфраструктурных компаний электроэнергетики были поддержаны со стороны государством путем внесния бюджетных средств а привела к возникновению в качестве источника финансирования инвестиций взноса Российской Федерации в уставные капиталы ОАО «ФСК ЕЭС», ОАО «СО—ЦДУ ЕЭС» и ОАО «ГидроОГК» (см. таблицу и схему на рис. 13.2.2). Размер взноса определяется требованиями Федеральных законов № 35-ФЗ «Об электроэнергетике» и № 36-ФЗ «Об особенностях функционирования электроэнергетики в переходный период», в соответствии с которыми доля государства в ОАО ФСК ЕЭС и ОАО СО—ЦДУ ЕЭС должна составлять не менее 75 % плюс одна акция, а в ОАО «ГидроОГК» — не менее 50 %, и объемом инвестиционных программ указанных компаний.



Рис. 13.2.2. Источники финансирования инвестиционной программы 2006—2010 гг.

Важное значение имеют государственные инвестиции по линии Банка развития, Инвестиционного фонда, бюджетное финансирование подготовки зон затопления гидростанций. Инвестиционная программы на 2006—2010 гг. призвана обеспечить увеличение ежегодного ввода генерирующих мощностей с 1253 до 15 976 МВт. В целом за пятилетний период планируется осуществить ввод в эксплуатацию 28 947 МВт генерирующих мощностей, в том числе 24 934 (86,2 %) на объектах тепловой генерации, а 4 013 МВт (13,8 %) на гидрогенерирующих объектах (см. таблицу и схему на рис. 13.2.3).

Масштабное развитие