Управление инвестпроектами строительства ТЭС - Системные риски нового строительства ТЭС

1. Системные риски нового строительства ТЭС в современных условиях

Независимые инвестиции в строительство новых генерирующих источников в условиях продолжающегося реформирования российской электроэнергетики связаны с целым рядом рисков, которые зависят от принятой рыночной модели. При этом надо различать интересы инвесторов при строительстве ТЭС как актива генерирующей компании и строительстве ТЭС как структурной единицы промышленного предприятия (блок-станции). Иерархия (дерево) целей владельцев генерирующей компании приведена на рис. 5,1, а иерархия целей инвестора и владельца промышленного предприятия при строительстве энергоисточника для производственных нужд — на рис. 5.2.
При строительстве ТЭС как актива генерирующей компании можно выделить риски общего характера, присущие всему промышленному строительству, и специфические риски, обусловленные особенностями электроэнергетики. Все они связаны с решением нескольких групп институциональных проблем.

1. Проблемы выявления спроса на электроэнергию и мощность в течение всего инвестиционного периода, который в соответствии с современными подходами к экономической оценке инвестиций равен времени от начала строительства станции (обычно с момента заключения договора на выполнение проектной документации) до момента ее ликвидации — завершения эксплуатационной фазы проекта.

Рис. 5.1. Иерархия целей собственника ТЭС
При осуществлении проекта выделяют три вида деятельности: инвестиционную, операционную и финансовую. Известно, что в среднем мощная ПГУ может быть введена в эксплуатацию в течение 2—3 лет (ПГУ-450 МВт ТЭЦ-27 ОАО «Мосэнерго») после начала проектирования, угольный энергоблок — на 4—5-й год, энергоблок АЭС — на 6-й. Начало эксплуатации ГЭС зависит от объема гидротехнического строительства, но редко начинается ранее 7—8 лет с начала проектирования.
Срок службы ТЭС принимается обычно равным 30—40 годам. На практике жизненный цикл станции может продолжаться и дольше, но при этом уже требуется ее глубокая реконструкция, что подразумевает новые инвестиции.
Таким образом, на предынвестиционной стадии нужно не только достоверно знать, где и в каком объеме будет востребована генерирующая мощность, но и спрогнозировать загрузку станции на десятилетия вперед, причем в условиях предполагаемой свободной конкуренции, когда исходя из рыночных принципов любой другой инвестор может построить более конкурентоспособную станцию и просто вытеснить ранее построенную ТЭС из торгового графика.

Рис. 5.2. Иерархия целей собственника промышленного предприятия
Кроме того, возникает вопрос: кто будет прогнозировать спрос и отвечать за его достоверность? Сложные механизмы планирования потребления и необходимость учета всех предполагаемых вводов генерирующих мощностей различных инвесторов (которые не обязаны сообщать об этом друг другу) требуют наличия государственной системы планирования, прообразом которой стала работа над «Генеральной схемой размещения объектов электроэнергетики до 2020 г.», выполненной ЗАО «Агентство по прогнозированию балансов в электроэнергетике» (ЗАО «АПБЭ»). Однако при этом остается нерешенным вопрос планирования на уровне субъектов Федерации, энергорайонов и энергоузлов, что особенно актуально для малой и средней генерации.
Следует отметить, что место возникновения дефицита мощности, даже если оно и будет выявлено с помощью ценовых сигналов с оптового рынка, во-первых, не обязательно должно сохраниться после завершения строительства ТЭС, а во-вторых, не связано однозначно с местом строительства станции. Иногда экономически целесообразно, например, расположить угольную ТЭС «на борту» разреза и передавать в дефицитный район электроэнергию, а не возить топливо. Следовательно, инвестору нельзя ограничиваться просто констатацией дефицита; требуется многофакторный анализ технико-экономических составляющих всей региональной энергосистемы или даже ОЭС.

1. Проблемы прогноза цен на электроэнергию и объемов ее поставки на рынок определяют состоятельность оценки потока реальных денег (cashflow) проекта.

Несмотря на теоретическую возможность прогноза узловых цен с помощью расчетной модели и учета макроэкономических показателей (уровня либерализации рынка электроэнергии, дефлятора ВВП, динамики роста цен на топливо и т. д.), данная задача пока не имеет строгого решения. Это объясняется просто: каждый инвестор в качестве исходных данных закладывает параметры только своего проекта, не принимая во внимание конкурентов, развитие АЭС, ГЭС и ТЭЦ, а также сетевое строительство. Именно так разрабатываются сейчас практически все предпроектные документы — ТКП, ОИ.
Объем продаж электроэнергии и системных услуг ТЭС в рыночной модели определяется в общем виде ценой спроса и ценой предложения. При этом хорошо известна роль СО в процессе загрузки станций. Помимо объективных соображений повышения надежности, на его решения влияют также субъективные оценки ситуации, не поддающиеся контролю со стороны рыночного сообщества, и иные факторы нерыночного характера.

1. Проблемы получения информации о вводах генерирующих мощностей (конкурентном окружении).

Один из самых важных факторов принятия решения об осуществлении инвестиционного проекта в сфере тепловой генерации. Разработки планов строительства, реконструкции и расширения действующих станций делятся на краткосрочные (до 5 лет), среднесрочные (до 15 лет) и долгосрочные (на период до 2030 г.).
Данные о вводах мощностей до 2010 г. содержат:

1. инвестиционные программы «РАО «ЕЭС России», ее дочерних и зависимых обществ (главным образом ОАО «ГидроОГК»);
2. федеральная целевая программа «Развитие атомного энергопромышленного комплекса России на 2007—2010 гг. и на перспективу до 2015 г.»;
3. документы Минпромэнерго РФ по МГИ;
4. инвестиционные программы ОГК и ТГК, перешедших в собственность компаний, не входивших в структуру «РАО «ЕЭС России»;
5. инвестиционные программы потребителей по развитию блок- станций;
6. инвестиционные программы субъектов Федерации, муниципальных образований (городов, районов).

В ряде случаев информация в названных документах не согласована; отсутствует объективная оценка будущей востребованности мощностей, расплывчато и очень приближенно оценивается стоимость необходимой сетевой инфраструктуры. Поэтому, приступая к серьезному проекту, следует провести независимую экспертизу планов (особенно при строительстве ТЭС малой и средней мощности), но уровень риска в любом случае останется достаточно высоким.
В среднесрочном периоде необходимо ориентироваться на:

1. энергетическую стратегию России на период до 2020 г.;
2. действующую редакцию «Генеральной схемы размещения объектов электроэнергетики до 2020 г.»;
3. федеральную целевую программу «Развитие атомного энергопромышленного комплекса России на 2007—2010 гг. и на перспективу до 2015 г.»;
4. стратегии развития ОАО «ГидроОГК», профильных генерирующих компаний и промышленных компаний, имеющих генерирующие активы.

Действующая энергетическая стратегия — единственный документ высокого уровня, определяющий сегодня политику всех субъектов ТЭК. В нем заложена направленность на диверсификацию топливного баланса страны с увеличением доли энергетических углей, а также общая тенденция динамики соотношения цен на газ и уголь. Однако, как и всякий документ подобной важности, она нуждается в периодическом уточнении с учетом складывающейся макроэкономической ситуации и уровня технологического оснащения электроэнергетики и топливодобывающих отраслей народного хозяйства. В настоящее время в Минпромэнерго РФ ведутся работы по корректировке стратегии, и субъекты ТЭК принимают в них самое активное участие.
«Генеральная схема размещения объектов электроэнергетики до 2020 г.», выполненная ЗАО «АПБЭ» с участием ИНЭИ РАН и ОАО «Институт «Энергосетьпроект» по заданию Минпромэнерго РФ, не имеет аналогов в постперестроечной России по своему масштабу и глубине научных обоснований развития ЕЭС. Однако приведенные в ней ясные и однозначные ориентиры по динамике развития всего генерирующего комплекса (вплоть до конкретных строительных площадок), к сожалению, не дают указания на механизм реализации планов по вводу мощностей.
Данные по необходимости строительства электростанций в долгосрочной перспективе в настоящее время отсутствуют. Ведется лишь проработка документа с рабочим названием «Целевое видение развития ЕЭС России до 2030 г.». При этом следует иметь в виду, что при таком горизонте планирования первостепенную важность приобретают долгосрочные макроэкономические факторы и государственная стратегия развития ТЭК с учетом структуры топливного баланса.

1. Проблема топливно-энергетического баланса тепловой генерации — один из важнейших факторов, влияющих на показатели эффективности инвестиций в ТЭС. Речь, конечно, идет об альтернативе «газ/уголь», которая возникла с окончанием «газовой паузы».

Известные последствия недостатка газа для энергетики в сегодняшних реалиях могут проявиться как в отказе от заключения договоров поставки дешевого «лимитного» газа, так и в повышении цен на «коммерческий» газ, что будет более подробно обсуждено в главе 12. В рыночных условиях критерием экономической целесообразности строительства газовой или угольной станции служит цена на отпускаемую электроэнергию. Но этот критерий становится корректным только при либерализации внутреннего рынка газа и полной его интеграции с мировым рынком.

1. Проблемы конкуренции со стороны генерирующих компаний, подконтрольных государству.

К последним в «явном» виде относятся ОАО «ГидроОГК» и концерн «Росэнергоатом». В последнее время в связи с усиленным приобретением генерирующих активов ОАО «Газпром» государственный контроль в «неявном» виде стал распространяться и на подконтрольные этой монополии ОГК и ТГК. Данная группа проблем связана с проблемами 1-й группы и проявляется в риске не востребованности — отсутствии спроса на выработанную принадлежащим независимым инвесторам ТЭС электроэнергию.
Несомненно, что в любом случае будет обеспечена приоритетная загрузка находящихся в эксплуатации АЭС, а ГЭС в первоочередном порядке реализуют весь имеющийся потенциал своих водохранилищ. Соответствующие преференции получат и ТЭС, «неявно» подконтрольные государству, в том числе и через совместную генерирующую компанию ОАО «Газпром» и ОАО «СУЭК».
Таким образом, ТЭС (КЭС) независимых инвесторов с учетом работы ТЭЦ по тепловому графику будут загружены по остаточному принципу, что делает долгосрочный прогноз их выработки чрезвычайно сложным.
Следствием такого объективно сложившегося положения должно стать установление «четких правил игры» в интересах всех заинтересованных сторон, прежде всего потребителей электроэнергии. Иными словами, инвесторы, собирающиеся реализовать проект строительства «независимой» тепловой генерации, должны достоверно знать, собирается ли государство строить на той же территории ГЭС и (или) АЭС, есть ли в планах ОАО «Газпром» строительство станций, сжигающих природный газ.
Вышеупомянутые «правила игры» может установить только государство, а это неизбежно ведет к необходимости придания упомянутой в 3-й группе проблем «Генеральной схеме размещения объектов электроэнергетики до 2020 г.» статуса обязательной.

1. Проблемы ограничений развития ТЭС со стороны электросетевого комплекса и СО также относятся к взаимоотношениям с государственными энергетическими структурами.

Теоретически любое юридическое лицо, пожелавшее построить электростанцию (ТЭС, ГЭС, АЭС), может рассчитывать на то, что все или часть затрат на сетевое строительство, предназначенное для выдачи ее мощности, будут учтены в тарифе сетевой организации. Но давайте угадаем: ТЭС, ГЭС или АЭС имеют больше шансов включить расходы на присоединение в сетевой тариф? Сможет ли «частник» тягаться с госструктурами?

1. Проблемы территориального размещения ТЭС, связанные с отводом земельных участков, водоснабжением и экологической безопасностью. Они подразделяются на две группы: административно-политические и землеустроительные, и будут проанализированы в главах 7, 9, 10.

 Как следует из вышесказанного, на сегодняшний день в России единственной нишей классических рыночных инвестиций в «независимую» генерацию является строительство малых и средних ГТ ТЭЦ и ПГ ТЭЦ, а также КЭС, приближенных к потребителям электрической и тепловой энергии. Это обусловлено возможностями заключения долгосрочных договоров на розничном рынке на поставку энергии с крупными потребителями или муниципальными сбытовыми компаниями, в том числе под гарантии местной администрации. Кроме того, в данном случае упрощается (но зачастую не решается!) проблема выделения лимитов природного газа.
В то же время реалии современной российской энергетики дают основания сделать интересный вывод: риски строительства малых и средних ТЭС при правильном выборе топлива оправданы с учетом фактора скорости. Иными словами, сейчас выиграет тот, кто построит энергоисточник быстрее (чаще всего по сравнению с ТГК, подконтрольными РАО «ЕЭС России» и другим структурам).