ОРЭМ – взгляд портфельного инвестора



Задачи в управлении российской электроэнергетикой остаются неизменными с 2008 года. Как и в любой стране, основная цель – бесперебойное обеспечение электроэнергией всех акторов экономики по экономически обоснованным ценам. Сложившаяся система, которая в условиях избытка мощностей обеспечивает отставание цен РСВ от топливной составляющей, жесткие ограничения на включение расходов в заявки на КОМ (отсутствие возможности включения нормы доходности, возврата на инвестиции) и РСВ (отсутствие возможности включения расходов на СО2) успешно позволяют достигать нужной цели – сдерживание темпов роста цен на электроэнергию, а в долларовом выражении даже привело к ее падению. Такими низкими как сейчас, в долларах на МВт*ч, цены на рынке РСВ не были с самого момента его запуска в 2007–2008 годах.



Цена РСВ против цены на газ в долларовом выражении


Источник: Системный оператор, АТС, Минэнерго России, Оценки Аналитического отдела ВТБ Капитал.



Расширение и модернизация энергосистемы обеспечивается точными интервенциями в виде надбавок – не позволяющее рынку давать нужные сигналы к постройке (или закрытию) станций – как результат возврат на генерирующие активы в секторе остается ниже стоимости фондирования, российские энергокомпании тратят средства, заработанные на ДПМ на поддержание и обновление старых мощностей, зачастую мало необходимых энергосистеме.



Возврат на активы для старых активов и новой генерации в 2020 г.


Источник: Данные компаний, оценки Аналитического отдела ВТБ Капитал.



Такого рода выстроенная система:

  • поддерживает конкурентноспособность российского экспорта, составляющего 25% от общего потребления электроэнергии в стране, делая российскую металлургию и нефтегаз одними из самых экономически эффективных производств в мире,

  • дает рычаги сдерживания цен на электроэнергию для населения, применяемые косвенно через механизм перекрестного субсидирования,

  • создает достаточный денежный поток в секторе, необходимый для предотвращения дальнейшего износа основных средств, в том числе из прибылей от реализации предыдущих проектов ДПМ.


В итоге – текущая система ориентирована на быструю реализацию утвержденных правительством проектов через различные механизмы конкурсных отборов без создания излишнего ценового давления на потребителя. Так, по нашим оценкам, из общей суммы запланированных до 2030 года инвестиций в 2,85 трлн руб. только проект Восток Ойл обойдется без традиционного механизма гарантирования возврата инвестиций. Но только лишь потому, что такой возврат обеспечивается законом об освоении месторождения, предусматривающим налоговые возвраты на эти инвестиции. Более того, лишь около 30% инвестиций, которые понесет сектор в ближайшие десять лет, будут направлены на кардинальное снижение углеродного следа российской электроэнергетики.



Инвестиции в генерирующий сектор до 2030 г. (2035 г. для ВИЭ), млрд руб.

Источник: Системный оператор, АТС, Минэнерго России, Росатом, Zero waste Europe, данные компаний, оценки ВТБ Капитал.



В целом такая система выполняет первоначальные установки. Все потребители, включая перспективных, получают доступ к электроэнергии. Такая электроэнергия приходит по цене даже ниже экономически обоснованного уровня за счет практически нулевой прибыльности по мощностям, существовавшим до приватизации сектора. Зачем что-то менять?



Выручка по ДПМ как % от EBITDA в 2020 г.


Источник: данные компаний, оценки Аналитического отдела ВТБ Капитал.



Если посмотреть на проблему с точки зрения портфельного инвестора, российская электроэнергетика стремительно теряет свою привлекательность. Компании критично отстают от целей, применяемых к энергетикам фактически на законодательном уровне (по вкладу угля в выручку, по траектории декарбонизации). Компании за последний инвестцикл вернули в дивидендах только 31% от полученных ДПМ платежей в рамках программы первой ДПМ.



Соответствие/несоответствие российских генерирующих компаний последним ESG требованиям скандинавского законодательства*


Источник: Европейское законодательство, ESG рекомендации фондов, данные Компаний, оценки Аналитического отдела ВТБ Капитал.

Примечание: *Для РусГидро топливо для ряда проектов еще в процессе обсуждения.



Фактически, уже сейчас российские электроэнергетики становятся отрезаны от мировых рынков капитала. Доказательств тому много – и сокращение объема выпуска публичного долга (облигаций) на 80% за последние 10 лет, и рыночная оценка мощностей российского энергосектора на уровне 130 долларов за кВт установленной мощности (против 680 долларов на развивающихся рынках и 800–1200 долларов стоимости строительства новой генерации). Это и изменение структуры акционеров публичных российских электроэнергетических компаний, потерявших около 80% иностранных инвесторов за последние 18 месяцев.


Сектору фактически предлагается отказаться от внешнего финансирования. Это сулит удорожанием проектов новой генерации (как пример норма доходности в рамках проектов ДПМ на уровне 14% в базовом варианте на 2–2,5% выше средней стоимости фондирования российского рынка акций, все таки получающего подпитку в виде дешевых международных финансов), а на длинном горизонте серьезное отставание энергосистемы от общемировых трендов по декарбонизации, сулящее дополнительными расходами для экономики в виде различных платежей за выбросы электроэнергии.



Сценарии трансформации энергосектора


Примечания:

*Включает ВИЭ, большие ГЭС, АЭС, если только ВИЭ – 1%;

**Включает ВИЭ, большие ГЭС, АЭС, если только ВИЭ – 0%, 2%, 4%;

***ДПМ ВИЭ 1, ДПМ ВИЭ 2 до 2035, ДПМ ТБО, инвестиции в атомную энергетику 2021-2030 гг.

Источник: IRENA, IEA, Global Carbon Atlas, Минэнерго России, Минэкономразвития России.



Нарастает недовольство энергосистемой и у крупных потребителей. Свидетельство тому, помимо ярких и запоминающихся вербальных интервенций Сообщества потребителей энергии в прессе, нарастающая волна двусторонних договоров в электроэнергетике – поголовно с низкоуглеродными производителями электроэнергии.


Среди компаний, фактически признающих неспособность общенациональной энергосистемы обеспечить доступ к электроэнергии, отвечающей вызовам современной экономической политики, можно отметить как иностранных потребителей (AB InBev Efes, Baker Hughes, IKEA, Leroy Merlin, Linde Gas, Nestle Russia, Procter & Gamble) так и крупнейших российских энергопотребителей (Куйбышевазот, Новатек, Фосагро, Полюс Золото, Сбербанк, Щекиноазот, Сибур, Южный Морской Порт).


Критическая форма недовольства – вывод из энергосистемы части потребления – становится так же достаточно распространенной практикой (НЛМК с проектом ПГУ на вторичных ресурсах, Новатэк с проектом ВИЭ в Сабетте, в целом ежегодные вводы – около 500 МВт, что приводит к росту цен для оставшихся потребителей на уровне 0,5–0,7%).


В этих условиях сценарий «бизнес как обычно» грозит финансово обескровить российскую электроэнергетику, оставив на ее обеспечении только потребителей, безразличных к международным финансовым рынкам и индифферентным к нарастающему спросу на зеленую продукцию.



СДД по зеленой электроэнергии и контракты на зеленые I-REC сертификаты с середины 2020


Источник: Данные компаний, новостные источники, оценки Аналитического отдела ВТБ Капитал.




Каким же видится правильный ответ с точки зрения международных финансовых рынков?



1. Запуск национальной системы платы за выбросы СО2. На данный момент 5 из 10 крупнейших эмитентов в РФ – электроэнергетические компании. Перед сектором должна быть поставлена твердая и амбициозная цель по декарбонизации. Только за 2020 год, спрос на низкоуглеродную электроэнергию вырос на 25% и приблизился к рубежу в 7 ГВт. За первые полгода 2021 года объем СДД по ВИЭ вырос еще на 190%.


Однако, совсем скоро те минимальные объемы ВИЭ, которые есть в системе, будут выбраны. Траектория декарбонизации, основанная на утвержденных инвестпрограммах в секторе до 2030 года, очевидно не сможет справиться с задачей собственноручно. В этих условиях выглядит разумным создать экономические стимулы декарбонизации путем запуска общенациональной системы торговли выбросами СО2.


Появление такой системы существенно улучшает экономику проектов с использованием Наилучшей Доступной Технологии (НДТ), обеспечивает фондированием такие проекты путем рекуперации сборов за СО2 с последующим предоставлением льготного финансирования и, в конечном счете, ведет к удешевлению технологий и повышению спроса на ВИЭ в энергосистеме.



Охват 1 выбросов компаний из MSCI Russia и генкомпаний в 2020 г.*


Примечание: *Нет данных для Сбербанк, Тинькофф и Озон; Фактические данные для генерирующих компаний.

Источник: Данные компаний, Блумберг, оценки Аналитического отдела ВТБ Капитал.



2. Либерализация доступа в сектор. Мировая электроэнергетика сейчас получила доступ к беспрецедентной волне дешевого финансирования. Учитывая то, что капитальные затраты составляют до 70% конечной цены на электроэнергию (и 90% в случае ВИЭ), удешевление стоимости фондирования для сектора позволит существенно удешевить новые проекты.


Так, по нашим расчетам, реализация проекта ветропарка с международной стоимостью фондирования дает возможность получать электроэнергию по цене около 4,5 руб. за кВт*ч, что сравнимо с конечной ценой в энергосистеме. При этом потребитель может построить собственную генерацию с нулевыми выбросами по цене, схожей с сетевой.



Экономика строительства собственного ветряного проекта (при ставке доходности в 8,5%) против покупки на рынке для декарбонизации Охвата 2 на 100 МВт потребления


Примечание: *Цена в Китае в расчете 6,3 доллара на тонну, 65,9 долларов на тонну в ЕС и 2000 руб. на тонну в эксперименте на Сахалине.

Источник:Lazard, Системный оператор, АТС, Минэнерго России, Блумберг, оценки Аналитического отдела ВТБ Капитал.



Если российские генерирующие компании по каким-либо причинам отказываются от использования этого безграничного ресурса (на данный момент превышение денежных ресурсов над кредитными существует в ИнтерРАО, Мосэнерго, Юнипро, средний показатель Чистый Долг/ЕБИТДА по сектору – 0,3х), то эту роль могут выполнить и неэлектроэнергетические игроки.



3. Отказ от конкурентного отбора мощности в пользу одноставочной цены. Рынок мощности обоснован в таких условиях, где необходимы своевременные ответы энергосистемы на требования по вводу новой или замене старой генерации с использованием рыночных сигналов. В текущей конструкции, когда такие сигналы отданы на откуп государственной комиссии по электроэнергетике, КОМ выглядит анахронизмом, обеспечивающим поддержание в работе избыточных мощностей, не нужным ни потребителям (о чем свидетельствует низкий КИУМ), ни инвесторам (как поддерживающий активы, генерирующие возврат ниже средней стоимости фондирования генерирующей компании).


Предложения по донастройке КОМ (укорачивание периода отбора, проведение аукционов донастройки) выглядит лишь полумерой. ОРЭМ должен быть в первую очередь рынком – переход на одноставочную цену на электроэнергию (с конвертацией различных надбавок в рамках механизмов господдержки в вмененный фиксированный платеж потребителя) позволит:

  • оптимизировать структуру установленной мощности с более активным выводом экономически неэффективных станций,

  • повысить технологически нейтральную конкуренцию в секторе, что в купе с запуском национальной системы платы за СО2, должно придать импульс декарбонизации сектора,

  • усилить роль рыночной цены на электроэнергию как инструмента стимулирования инвестиций на полностью рыночных условиях,

  • придать импульс развитию производных финансовых инструментом на ОРЭМ, включая долгосрочные СДД, механизмы хеджирования,

  • позволить компаниям более эффективно заниматься программами повышения энергоэффективности, снижая долю фиксированных платежей в секторе,

  • повысит роль сбытовых компаний, способных предлагать такие пакетные тарифные решения, которые кастомизированы под нужды потребителей (сглаживание волатильности, различные тарифные решения для разного времени суток и месяцев потребления, и т.д).


Роль энергетики в экономике завтрашнего дня нарастает. Глобальная волна электрификации разных сфер жизнедеятельности, нарастающие риски изменения климата, финансовые риски использования электроэнергии с высоким углеродным следом, риски ухода потребителей на собственную генерацию, по нашему мнению, делает невозможным простое замораживание статус-кво в системе.



Относительные выбросы CO2 от произведенной электроэнергии российских генерирующих компаний и иностранных компаний-аналогов*


Примечание: *Основано на оценке от потребляемого топлива для производства электроэнергии.

Источник: Данные компаний, оценки Аналитического отдела ВТБ Капитала.



Плата за резерв и требование подключения все меньшей мощности к ЕЭС, дифференциация тарифа ФСК, полная зависимость инвестиций в секторе от административных решений, поддержание в работе очевидно экономически неэффективных мощностей через механизмы КОМ и усложнение процедуры вывода мощности из работы выглядят как временные заплатки на лоскутном одеяле, задумывавшимся как современное произведение искусства, но в моменте выглядящее как ахиллесова пята российской экономики при встраивании в глобальные механизмы зеленого перехода.


Сектор не сможет оставаться прежним – мировой тренд на приход в сектор нефтегазовых игроков, повышение роли сетевых компаний как виртуальных генераторов, закрытие угольных электростанций до окончания сроков их работы под давлением рынка капитала и темпы роста спроса на зеленую электроэнергию, превышающие скорость развития низкоуглеродной генерации в системе – грозят оставить российскую электроэнергетику без финансов и без потребителей, далеко позади остального мира. Без доступа к мировому рынку капиталов наверстывать такое отставание придется очевидно за счет потребителей.



Скляр Владимир – глава управления электроэнергетики аналитического департамента ВТБ Капитал.

Просмотров: 679Комментариев: 0

Недавние посты

Смотреть все