Casual
РЦБ.RU

Долгосрочный рынок мощности — шаг к повышению эффективности и акционерной стоимости

Апрель 2010

Вот уже почти два года как прекратило свое существование РАО «ЕЭС России», и все это время пришедшие в отрасль частные инвесторы ждут подписания правительством Правил долгосрочного рынка мощности. В бытность РАО «ЕЭС» инвесторов уверяли, что механизм продажи мощности будет вот-вот запущен и у них появится четкое и прозрачное «руководство к действию» в этом сегменте. Но на практике решение вопроса буксовало по объективным причинам: механизм продажи мощности — вещь сложная, этот процесс рождает множество разногласий и требует постоянных согласований со стороны продавцов и покупателей электроэнергии. На разных уровнях проходили всевозможные совещания, рассматривались все новые и новые концепции, но ни один из предложенных вариантов не был одобрен. И только в конце 2009 г. стали распространяться слухи о том, что утверждение Правил близится к завершению. Несмотря на все противоречия, инвесторы фондового рынка позитивно реагировали на сигналы о том, что запуск рынка мощности не за горами. Как результат — ожидание перемен положительно повлияло на котировки акций генерирующих компаний.

И обещанные изменения вскоре последовали. Значительные сдвиги в этом вопросе произошли в конце февраля — середине марта текущего года. Так, 24 февраля правительство приняло рамочное постановление, определяющее основные принципы работы долгосрочного рынка мощности. Более того, было объявлено, что ценовые параметры (что немаловажно) будут урегулированы и одобрены в течение марта. Все это, безусловно, несколько активизи­ровало фондовый рынок, хотя рост котировок был умеренным, и в частности, потому, что данные новости были отыграны в конце 2009 — начале 2010 гг. Почему инвесторы позитивно воспринимали такие противоречивые сведения о подготовке концепции рынка мощности? Все ли они «протестированы» и отражены в цене акций? Что еще преподнесет рынок мощности и как реагировать на поступающую информацию?

Чтобы ответить на эти вопросы, разберемся сначала в том, что же такое рынок мощности и почему он так важен для электрогенерирующих компаний и инвесторов фондового рынка. Не секрет, что эти нюансы интересуют многих. Оговоримся, что мы не будем касаться деталей и особенностей сложного механизма продажи мощности, но при этом попытаемся заострить внимание на основных концептуальных моментах, которые оказывают не меньшее, а зачастую и определяющее влияние на котировки акций компаний. Итак, что же такое рынок мощности, как он функционирует сейчас и какие перспективы должен дать долгожданный запуск новой концепции. Иными словами, что и как меняется?

Рынок мощности — это, безусловно, неотъемлемая часть энергорынка. За счет продажи мощности генерирующие компании получают примерно половину своей прибыли. Эти деньги они тратят на поддержание электростанций в рабочем состоянии — в готовности к производству электроэнергии. Как и электроэнергию, мощность оплачивают потребители, причем если профессиональные участники пула покупателей (крупные промышленные предприятия или сбытовые компании) платят за мощность отдельно от элект­роэнергии, то обычному рядовому потребителю выставляют один счет за оба товара по единому тарифу. На энергорынке мощности разделяются на так называемые «старые», построенные по большей части в советском прошлом и в России до 2007 г., и «новые» — все станции, введенные в эксплуатацию после 2007 г. и те, которые только предстоит запустить. Старая мощность стоит дешевле — около 110 руб./МВт•мес., тогда как новая обходится примерно в 500 руб./МВт в месяц. В энергосистеме России преобладает старая генерация, и ее стоимость в основном диктует общий уровень цен (114 руб./МВт•мес. в текущем году).

Одно из ключевых различий в торговле мощностью — это ценообразование на ее продажу. Исторически цена мощности формировалась по принципу «затраты плюс». Иными словами, каждый год Федеральная служба по тарифам (ФСТ) устанавливала свой тариф для каждой компании. Суть метода «затраты плюс» заключалась в том, что тариф рассчитывался исходя из суммы предполагаемых годовых затрат компании в следующем за текущим периоде регулирования (один год). Его главный минус состоял в том, что он не стимулировал компании снижать затраты. Они увеличивались год к году, иногда предприятия намеренно раздували базу затрат, а регулятор вынужден был учитывать их в тарифе. Таким образом, рос и тариф на мощность. Кроме того, отрицательным моментом для инвестора при использовании такого метода регулирования было то, что он не позволял планировать выручку более чем на год вперед (из-за годичного пересмотра тарифа), не побуждал строить новые мощности и повышать эффективность работы. Более того, годичный пересмотр тарифа означал для компании, что иногда столь трудно достигаемый экономический эффект от сокращения затрат (если таковой был) «заберет» регулятор в следующем периоде регулирования, так как при снижении базы затрат уменьшался и тариф. Все это приводило к чрезмерному увеличению тарифа, с одной стороны, и нежеланию компаний отрасли вкладывать средства в сооружение новых мощностей, с другой, ввиду отсутствия стимулов и четких правил возврата инвестиций.

Что же дадут вводимые Правила рынка мощности? Отвечая на этот вопрос, выделим сразу два направления ожиданий — по поводу новых мощностей и существующих старых.

Что касается новых мощностей, то с запуском рынка инвесторы получат гарантии возврата ресурсов и концептуально новый подход к калькулированию тарифа. Предлагаемая концепция предусматривает заключение 10-летних контрактов на поставку мощности (в отличие от годового регулирования), тариф в которых будет определяться, исходя из 15-летнего пе­риода окупаемости, стоимости капитала в 12,9 и 10% терминальной стоимости. При этом реальные сроки окупаемости проектов могут еще сократиться в зави­симости от более успешного управления затратами на строительство и обслуживание мощности конкретной компанией. При этом IRR проектов будет 20% и выше. Кроме того, гарантии продажи мощности и электроэнергии с новых станций позволят генерирующим предприятиям привлекать долгосрочное долговое финансирование и тем самым удешевлять заемные средства, наращивая доходность проектов. Все это в результате будет способствовать притоку инвестиций в новые мощности, с одной стороны, и удорожанию генерирующих компаний — с другой. Помимо всего прочего более четкие и прозрачные правила регулирования с прицелом на длительный период, очевидно, ослабят риски из-за лучшей предсказуемости будущих денежных потоков, а значит, снизится и стоимость капитала.

Как часть рынка новой мощности важна для инвестиционной деятельности компаний и будущих денежных потоков с возводимых объектов, так и вопрос продажи старой генерации актуален для существующих мощностей, которые составляют основной объем активов компаний и их стоимости. Мы считаем, что в отношении старых мощностей будет запущен квазимаржинальный рынок — подобие аукциона КОМ (конкурентного отбора мощности), который функционирует и сейчас. Он также будет проходить в рамках двух ценовых зон энерго­рынка

(Европейская часть России, Урал и Тюмень — Первая ценовая зона, Сибирский регион — Вторая). При этом регулирующие органы установят на КОМ ценовой потолок. В 2011 г. он грубо будет равен среднему тарифу для генерирующих компаний, но при этом предельная цена будет подниматься каждый год и достигнет стоимости новой мощности в 2021 г. При этом генераторам дадут возможность заключать прямые до­говоры поставки мощности с потребителями, цена в которых не сможет превышать утвержденный лимит. Это позволит эффективным генераторам, у которых стоимость мощности ниже вводимого «потолка», зарабатывать дополнительные деньги. Тем самым у генераторов появится экономический стимул быть более эффективными и вместо поддержания жизни исчерпавшего свой ресурс оборудования строить новые современные станции, капитализируя их хорошую отдачу. Кроме того, они будут уверены в том, что правила регулирования их деятельности в части продажи старой мощности на самом деле действуют.

Таким образом, с запуском долгосрочного рынка мощности у инвесторов изменится горизонт регулирования, он вплотную приблизится к сроку окупаемости ­проектов, и это подтолкнет поток инвестиций в отрасль. Более того, концептуально иным станет подход к регулированию компаний, что будет стимулировать эффективность существующих мощностей. В связи с этим можно сделать вывод о том, что более успешные компании, такие как ОГК-2 и ОГК-4, будут бенефициарами изменений, касающихся существующих мощностей, ­потому что они имеют минимальные удельные показатели обслуживания своей мощности. Также все без исключения генерирующие предприятия в России будут выше оценены рынком благодаря снижению рисков их капитальных вложений и более понятным и четким правилам дальнейшей работы по рынку мощности. Можно заключить, что реформа электроэнергетики продолжается и в отсутствие РАО «ЕЭС». По­зитивные преобразования в отрасли не прекращаются, и подписание Правил долгосрочного рынка мощности (первого документа после ликвидации РАО «ЕЭС») является тому подтверждением, а следовательно, нас ждет качественная ­переоценка инвесторами генерирующего сегмента на рынке акций.

В итоге хотелось бы сделать небольшое отступление и объяснить, зачем нужно стимулировать инвестиции в новое оборудование, если сегодняшний генерирующий парк в среднем загружен на 50% при едва восстанавливающемся после кризиса спросе. Ключевые моменты здесь — эффективность и надежность. Функционирующие установки смонтированы в основном в советский период, они физически и морально изношены. Хотя благодаря им и удается покрыть (даже с запасом) существующий спрос, однако риски отказов при этом отнюдь не ослабевают, а усиливаются. Кроме того, эффективность сжигания топлива на элект­ростанциях крайне мала, что приводит к удорожанию всех производимых в России товаров. То есть аргумент, что кризис и сопутствующее ему падение спроса на элект­роэнергию позволяют отложить инвестиции в строительство новых объектов, нелогичен в свете директив о повышении энергоэффективности. Если вложения в расширение базы генерирующих мощностей и не нужны, то финансы требуются на реконструкцию и замену оборудования с обязательным ростом эффективности. А для инвестиций необходимы четкие правила возврата, что и призвана обеспечить концепция запуска рынка мощности. Отметим, что в России есть и технологии ПГУ, и ЦКС, и установки, использующие сверхкритические параметры пара, осталось дать инвесторам гарантии и стимулы к замещению устаревших мощностей. Все эти изменения, безусловно, должны быть нацелены на увеличение доходов эффективных энергетических компаний (мы ожидаем рост выручки, EBITDA и чистой прибыли в год на уровне 25, 40, 30% соответственно в период 2009—2014 гг.). А это, в свою очередь, привлечет внимание инвесторов к российским энергетическим компаниям и обусловит пропорциональное повышение котировок. Мы позитивно оцениваем сектор генерации в России и среди предприятий выделяем ОГК-2, ОГК-4, ОГК?5, ТГК-1, «Мосэнерго». Считаем, что инвесторы должны ориенти­роваться именно на эти компании.


Содержание (развернуть содержание)
Во время кризиса люди вели себя очень странно
Организация биржевого товарного рынка: от спотовой торговли к срочным операциям
Проблемы правового регулирования функционирования и развития в России товарных бирж
Зерновые интервенции
Хеджирование рисков с помощью рынка деривативов
Электроэнергетический сектор рынка акций в начале 2010 года: текущее состояние и основные драйверы развития
Долгосрочный рынок мощности — шаг к повышению эффективности и акционерной стоимости
Основные инвестиционные темы российской энергетики
Акции нефтяных компаний второго эшелона: мнимая недооценка или нереализованный потенциал?
Бизнес на продажу
К вопросу о разработке месторождений бюджета
Денежно-кредитная политика: таргетирование цены или количества денег в экономике
Рынок ждет продолжения реформ
Инсайд: внутреннее дело компаний
Судебная жизнь ипотеки
Все более обязательное раскрытие
Томск: разумное управление муниципальным долгом
Негативное влияние рисков рефинансирования на кредитоспособность региональных и местных органов власти России
Что происходит на рынке субфедеральных и муниципальных облигаций
Итоги 2009 года — года удержания позиций в ходе кризиса и выхода рынка субфедеральных и муниципальных облигаций на новые максимальные уровни
Монетарная политика Банка России и ее влияние на рынок субфедеральных и муниципальных облигаций
Правовые особенности инвестиций в инскрипции

  • Статьи в открытом доступе
  • Статьи доступны на платной основе
Актуальные темы    
 Сергей Хестанов
Девальвация — горькое лекарство
Оптимальный курс национальной валюты четко связан со структурой экономики и приоритетами денежно-кредитной политики. Для нынешней российской экономики наиболее логичным (и реалистичным) решением бюджетных проблем является девальвация рубля.
Александр Баранов
Управление рисками НПФов с учетом новых требований Банка России
В III кв. 2016 г. вступили в силу новые требования Банка России по организации системы управления рисками негосударственных пенсионных фондов.
Варвара Артюшенко
Вместе мы — сила
Закон синергии гласит: «Целое больше, нежели сумма отдельных частей».
Сергей Майоров
Применение blockchain для развития биржевых технологий и сервисов
Распространение технологий blockchain и распределенного реестра за первоначальные пределы рынка криптовалют — одна из наиболее дискутируемых тем в современной финансовой индустрии.
Все публикации →
  • Rambler's Top100