Угрозы и риски энергетических рынков

Ежегодная конференция «Риск-менеджмент в энергетике», организованная журналом «Энергорынок», была традиционно посвящена обсуждению внешних и внутренних факторов неопределенности, оказывающих влияние на энергетику. Топ-менеджеры энергокомпаний и финансовых организаций, представители объединений в сфере электроэнергетики и ведущие аналитики в результате дискуссий пришли к выводу, что в текущем году наиболее актуальными рисками в отрасли будут формирование новой модели функционирования энергетических рынков и ухудшение платежной дисциплины, ведущее к лишению ряда гарантирующих поставщиков своего статуса.

Профессор, д. э. н. Василий ЗУБАКИН в своем докладе проанализировал ключевые риски в электроэнергетике России и назвал главные, на его взгляд, угрозы для отрасли.

Говоря об операционных рисках, Василий Зубакин отметил, что цены на рынке на электрическую энергию за этот период в целом были ниже тех прогнозов, которые генерирующие компании закладывали при обосновании проектов ДПМ (договоров предоставления мощности), обосновании инвестиционных проектов.

Что касается технических и технологических рисков, в прошедшем году не было серьезных блэкаутов и крупных аварий. Риски, связанные с природными катаклизмами, также были незначительными. В прошлом году обошлось без масштабных проливных дождей, водность в целом была ниже средней многолетней. Но в конце года случились достаточно редкие аномальные осенние паводки, за счет которых наша гидроэнергетика сумела накопить воду как в Европейской части России, так и в Волжско-Камском и Ангаро-Енисейском каскадах.

Аномальных скачков валютного курса и кредитных ставок, подобных тем, которые происходили в связи с мировым кризисом на стыке 2008 и особенно – в 2009 году, в прошлом году не было. Учетная ставка ЦБ, политика банков, валютная политика были более-менее устойчивыми, через два-три года после кризиса финансовые риски снова стали забываться, и многие подрядчики заключали договоры на поставку оборудования по рублевым ценам, покупая его по импорту.

Топливная политика в стране принципиально не менялась, но она, вероятно, будет меняться в следующие годы. Последствия массовой добычи в США сланцевого газа через европейский рынок, через изменение цен на уголь на мировых рынках докатываются до России. «В конце прошлого года уже состоялось такое знаковое событие, как отказ Газпрома принимать газ независимых производителей в свою транспортную сеть. И хотя сейчас по-прежнему газ «Новатэка», «Лукойла», ТНК-BP принимается, я прогнозирую здесь обострение ситуации. В следующие годы риски топливного обеспечения будут меняться и в ценовом, и в объемном, и в контрактном характере», – подчеркнул Василий Зубакин.

Говоря об инвестиционных рисках, он отметил, что процесс пуска объектов (прежде всего, объектов ДПМ) идет в срок и в целом ситуация здесь более-менее благополучная. Что касается инвестиционных рисков, связанных с портфельным инвестированием в энергетику, то определился безусловный лидер – это E. On, бывшая ОГК-4. Здесь совпали такие факторы, как успешное завершение программы ДПМ (основная часть инвестиционной программы уже выполнена, остался только пуск блока на Березовской ГРЭС), качественный менеджмент, снижение издержек.

Тем не менее существует устойчивый тренд на снижение курса остальных бумаг электроэнергетического сектора, и это свидетельствует о том, что в электроэнергетике не все хорошо и рынок оценивает ее именно так.

С важнейшими для отрасли рисками государственного управления, регуляторными рисками ситуация неоднозначная, отметил Василий Зубакин. «На 2011 – начало 2012 года пришелся пик ручного регулирования отрасли и забвения рыночных принципов. Надежда появилась со сменой правительства. Пришли люди, которых мы знаем еще с нулевых годов по запуску первой версии реформы электроэнергетики. И здесь как раз тот случай, когда персональные риски оказали положительную услугу – нынешняя команда Минэнерго достаточно серьезно движется в сторону возобновления курса на либерализацию, и это отразилось в названии конференции – «Новый виток реформы».

По мнению докладчика, вызывают беспокойство регуляторные риски, которые проявились в значительной степени в последнее время. В результате войны неплатежей определенное количество поставщиков были лишены статуса, и произошел подхват сетевыми организациями. Сейчас стремительно растет уверенность менеджмента электросетевого комплекса в том, что этот подхват не на время, а навсегда, и эта уверенность выражается не только внутри компаний, но и на публичных площадках. Все чаще слышится мнение, что для отрасли и для страны лучше, если будет снят запрет на совмещение сбытовой деятельности и деятельности по транспорту электрической энергии, что конкурсы на статус ГП проводить не надо либо надо допустить участие в этих конкурсах распределительных сетевых компаний.

Даже доводы за развитие распределенной генерации оказываются доводами за то, чтобы разрешить нашим сетевикам не только заниматься сбытом, но еще и успешно освоить генерацию. «Сейчас очень важно не пропустить удар, не допустить экспансию сетевиков на сбытовую деятельность, на генерацию. Приход сетевиков в сбыт и распределенную генерацию является плохим сигналом. За общей дискуссией по поводу смены модели экспансия сети, может быть, не так заметна. Но от финансовых потоков и ресурсов, которые сетевики получают в свои руки вместе со сбытовой деятельностью, отойти очень тяжело, и это самый серьезный риск», – убежден Василий Зубакин.

По мнению Дмитрия ГОВОРОВА, директора НП «Сообщество потребителей энергии», одним из основных рисков в электроэнергетике в ближайшие годы станет переход к новой модели оптового рынка. В настоящее время обсуждаются три варианта. Среди них – ДПМ-модернизация и улучшение существующей модели с введением КОМ (конкурентного отбора мощности) на 4 года. «Введение КОМ на четыре года создает инвестсигналы для генераторов, но, с другой стороны, качество прогнозирования потребления на такой период очень слабое. Есть большая вероятность того, что эти мощности в силу идущей рецессии будут недозагружены».

Перекрестное субсидирование – еще один значительный риск. «Это серьезная проблема, как и то, что со стороны сетей оказывается колоссальное давление на правительство и суд, – подчеркнул эксперт. – Создается ощущение, что не государство сейчас регулирует сетевой комплекс, а сети задают правила игры государству».

Решение о введении платы за резервирование сетевой мощности также является крупным риском. По мнению господина Говорова, инвестиционные программы сетевого комплекса, с одной стороны, сильно завышены. Зачастую это происходит потому, что местные власти, заинтересованные в развитии своих территорий, формируют сетевой комплекс, который впоследствии не загружается полностью. Кроме того, большинство промышленных предприятий платит за инвестиции через техприсоединение, и дополнительная плата за резервирование означает для них рост сетевых тарифов на мощность в 2–3 раза. По мнению главы Сообщества потребителей энергии, необходим дифференцированный подход к введению резервирования.

Другие риски связаны с увеличением доли государства в секторе, монополизацией розничного рынка сетевыми компаниями, слишком высокими ценами на электроэнергию для промышленных потребителей, отсутствием долгосрочных правил. «Нерешенность указанных проблем создает серьезные системные риски в дальнейшем в энергетике и в развитии ЕНЭС (Единой национальной электрической сети)», – заключил Дмитрий Говоров.

Елена ФАТЕЕВА, заместитель председателя правления НП «ГП и ЭСК», в своем докладе рассказала о возможных рисках гарантирующих поставщиков в связи с реализацией новой будущей модели рынка электроэнергии. В настоящее время, май 2012 года, по ее мнению, стал своеобразной отсечкой на розничных рынках электроэнергии, как в смысле ценообразования, так и в смысле деятельности гарантирующих поставщиков. Были приняты и введены три принципиально новых положения, которые, работая в течение некоторого периода, могут изменить рынок.

Первый – это возможность полностью либерализованного перехода от гарантирующего поставщика к любому другому поставщику или на оптовый рынок каждый квартал.

Второй – изменение системы ценообразования в том смысле, что мощность потребителей как на оптовом, так и на розничном рынке теперь меряется по максимуму региона, а не по своему индивидуальному максимуму.

Третий – наиболее значимое, по мнению эксперта, положение – это дифференцированные сбытовые надбавки. Их введение состоялось только с 2013 года, когда были приняты соответствующие решения. Полная их реализация в тарифных решениях будет с 1 июля 2013 года. С точки зрения Елены Фатеевой, это шаг к формированию сбытовой надбавки, соответствующей тем затратам, которые гарантирующий поставщик несет на обслуживание конкретной категории потребителей – населения или мелких, средних, крупных потребителей. Дифференциация сбытовых надбавок на самом деле произошла, и, по мнению НП «ГП и ЭСК», это большой положительный, даже революционный момент, который в том числе должен повлиять и на конкуренцию.

Старший аналитик Энергетического центра бизнес-школы Сколково Игорь РЯПИН в своем докладе рассказал о рисках «большой» электроэнергетики, связанных с уходом потребителей на самостоятельное обеспечение электроэнергией. По его мнению, такой уход является следствием недоработки реформ, незавершенностью ее отдельных направлений, в частности – сохраняющимся перекрестным субсидированием потребителей электроэнергии. По расчетам Энергетического центра бизнес-школы Сколково, в 2011 году перекрестное субсидирование достигло 323,9 млрд рублей. Это почти в три раза больше, чем задолженность потребителей на розничном рынке, более чем в два раза превышает объем инвестиционной программы компаний «Холдинга МРСК» и почти в два раза больше, чем среднегодовые платежи на ОРЭМе по ДПМ, отметил Игорь Ряпин.

Рост расходов потребителей на электроэнергию ведет к негативным последствиям – например, для промышленности цены на электроэнергию в России уже выше, чем в США, и стремительно приближаются к уровню Евросоюза. Наиболее крупные потребители, присоединенные к магистральной сети (а в России – к «последней миле»), платят за услуги по передаче электроэнергии в среднем в 3 раза, а по отдельным странам до 7 раз дороже, чем в ЕС.

«Перекрестка» создает системные риски для всей электроэнергетики. Из-за роста расходов потребителей на оплату электроэнергии сетевые компании в последние годы теряют полезный отпуск. Это происходит как в результате ухода потребителей «последней мили» от обслуживания распределительными сетевыми компаниями, так и в результате развития собственной генерации у потребителей. Из-за «перекрестки» рост расходов потребителей на оплату электроэнергии создает системные риски для всей отрасли. Аналогично, рост выработки ОГК и ТГК значительно отстает от роста выработки электроэнергии блок-станциями потребителей.

В результате из-за перекрестного субсидирования экономика теряет выпуск промышленного производства, снижается эффективность производства электроэнергии и потребления топлива. Собственная генерация потребителей становится реальным конкурентом «большой» энергетике.

Если не решить проблему перекрестного субсидирования и повышения качества государственного регулирования распределительных сетевых компаний, указанные негативные для «большой» энергетики тенденции будут только нарастать, убежден Игорь Ряпин.

Директор по бизнес-анализу и развитию рынков ОАО «Фортум» Ярослав РЫКОВ рассказал о существенных, по его мнению, рисках в тепловом секторе электроэнергетики:

«Важнейший – это риск стагнации или очень низкого темпа роста тарифов на тепло при одновременном росте объемов платежей за него. Необходимо четко разделить понятия «тариф» и «платеж». При наших более низких тарифах на тепло платежи за него сопоставимы с европейскими, а доля расходов граждан на тепло уже намного выше, чем, к примеру, в Финляндии. В России это 4,5 процента от доходов граждан, в Финляндии – меньше 0,8–0,9 процента. В структуре платежей за коммунальные услуги более половины приходится на тепловую энергию.

Качественное изменение ситуации зависит не от замораживания тарифа на тепло, а от создания эффективной цепи «производство – транспортировка – потребление», снижающей финансовую нагрузку на потребителя и риски потерь рынка для генератора. В России потери тепла составляют до 60 %, в Финляндии – около 20 %. Эффективность одной гигакалории тепла в России в полтора раза ниже, чем в Финляндии. Решение проблемы лежит в плоскости повышения эффективного теплопотребленния на фоне роста тарифа до уровня, позволяющего окупать инвестиции в развитие теплоснабжения.

Существенный риск – дискриминационное, изначально невыгодное положение тепловых электростанций на оптовом рынке электроэнергии и мощности, породившее перекрестное субсидирование между тепловой энергией и электрической мощностью. Констатируя факт высокого роста цен (платежей) за тепло, регулятор искусственно переносит часть экономически обоснованных затрат на тепло в тарифы на электрическую мощность. Но ТЭЦ в условиях рынка мощности не могут компенсировать эти дополнительные затраты и недополучают ни в тепле, ни в мощности – рынок мощности этого не предусматривает. Как следствие – выпадающие доходы. Ситуация усугубилась в 2012 году, когда в правила оптового рынка были внесены изменения, ограничившие оплату мощности для электростанций на уровне не выше установленной. Хотя для тепловых электростанций в неотопительный период фактически поставляется мощность выше установленной – такова технология ТЭЦ. Таким образом, решение комплекса проблем заставляет говорить о необходимости изменения системы регулирования сферы тепла и комплексной реформы теплоснабжения как самого проблемного сектора российской энергетики».

Анализируя европейский опыт управления рисками на рынках газа, эксперт в моделировании энергетических рынков Джек НЮШЛОСС напомнил, что в Европе в торговле газом основным механизмом ценообразования является привязка цен на газ посредством специальных формул в долгосрочных экспортных газовых контрактах (ДСЭГК) к ценам на нефтепродукты. Если ранее привязка газовых цен к нефтяным более-менее оправдывала себя, то сейчас процессы, происходящие на мировых рынках газа и нефти, выглядят совершенно различными.

Противники привязки цен на газ к ценам на нефтепродукты предлагают привязать цены на газ к биржевым котировкам на ликвидных европейских рынках, в частности к ценам на газ в национальной точке балансирования Соединенного Королевства (NBP) – виртуальном центре спотовой торговли на наиболее ликвидном рынке Западной Европы.

Сетевая инфраструктура может оставаться во владении доминирующей компании, но должна управляться независимым системным оператором, который может быть дочерней структурой доминирующей компании, но обязан следовать определенным правилам, отметил эксперт.

По состоянию на март 2012 года только семь стран Евросоюза выполнили требования, обусловленные «третьим пакетом» по либерализации газового рынка, и лишь в Нидерландах и Италии этот рынок не монополизирован одной или несколькими крупными компаниями.

Имеющийся опыт биржевой торговли природным газом в США, Великобритании и ряде стран Евросоюза показывает достаточно высокую эффективность этой системы. По данным австрийской газовой биржи Central European Gas Hub (CEGH), в 2011 году объем торговли природным газом только на континентальных европейских площадках превысил 500 млрд куб. м.

Биржевая цена на газ в последнее время стабильно ниже, чем по долгосрочным контрактам, подчеркнул Джек Нюшлосс. В декабре 2011 года средняя стоимость газа для европейских стран по контрактам, привязанным к стоимости нефти, составляла $ 500 за 1 тыс. куб. м, а на NBP – только $ 325 за 1 тыс. куб. м. По мнению экспертов, именно ценовые вопросы являются главной причиной стремления Еврокомиссии к переходу на спотовые продажи газа вместо долгосрочных контрактов.

Яна ЛИСИЦЫНА