Значение электроэнергетики для экономики можно сравнить с кровеносной системой, но создание и модернизация электростанций и сетей требуют серьезных инвестиций. Можно ли для привлечения инвестиций в сферу электроэнергетики использовать механизмы государственно-частного партнёрства? Государство заложило основы для применения инструментов ГЧП в электроэнергетике. Объекты этой инфраструктуры могут объектами концессий и ГЧП. Но поможет ли ФЗ-224 развитию ГЧП в этой сфере? Этот вопрос стал предметом дискуссии «Российской энергетической недели».
Бороться и искать
Директор Департамента энергосбережения и повышения энергетической эффективности Министерства энергетики Александр Митрейкин отметил актуальность и злободневность темы ГЧП для электроэнергетики, но по его словам, Минэнерго не участвовало в написании 224-ФЗ, иначе его инструменты под ТЭК были бы адаптированы лучше. В части электроэнергетики принципы закона о ГЧП в наибольшей степени применимы к возобновляемым источникам энергии, особенно вместе с имеющимся механизмом 35-ФЗ по компенсации затрат. Но в традиционном электроэнергетическом бизнесе доминируют крупные компании, эта сфера остаётся в значительной мере монопольной. Больших перспектив для различных форматов ГЧП в ней не просматривается, хотя есть и другие точки зрения.
ГЧП работает в сфере энергосбережения, а это межотраслевая задача, актуальная прежде всего для ЖКХ. В этом можно убедиться на множестве примеров от регуляторов в этой области. Что касается 261-ФЗ, механизмов, за исключением энергосервисных контрактов, тоже нет. Не значит, что их не будет и дальше – Министерство проводит работу по созданию механизмов для стимуляции частных инвестиций. Мировая практика, прежде всего в Евросоюзе, показывает, что регулирование в области электроэнергетики поощряет государственно-частные форматы работы, и с учетом российских финансовых условий использовать соответствующие механизмы тоже можно. Но нет уверенности, что концессия в нынешнем виде, без соответствующих поправок в законы и подзаконные акты, будет эффективна, более того, есть уверенность – что не будет. Например, в упомянутых выше энергосервисных контрактах множество проблем с нормативной и методической базой, особенно если это касается государственных бюджетных организаций. Есть проблемы учета затрат при реализации энергосервисных договоров, продолжительностью больше года. Есть и проблема с проведения конкурсов отдельно на энергообследование и энергосервис. Может сложиться ситуация, что одна компания проводила энергообследование, а другая реализует энергосервисный контракт. Это не сработает по понятным причинам: видение у компаний может быть разное, а заказчик не обладает квалификацией, чтобы свести картину воедино.
Наконец, основная проблема – финансирование. Какими бы ни были механизмы в рамках 224-ФЗ, компенсации затрат в рамках 35-ФЗ, тарифное регулирование, меры 261-ФЗ – проблем финансирования на сегодня они не решают. Болезненная проблема электроэнергетики – это регулируемые организации. Практически все основные компании с госучастием в электроэнергетике регулируемые, так или иначе, напрямую или через дочерние компании. Любая государственная поддержка косвенно отольется в тарифе, чего нельзя допускать. Соответственно, складывается парадокс – развивать энергетику надо, но тариф фиксированный. И хотя электроэнергетику не стоит отставлять в сторону, она точно не в первом ряду для ГЧП.
Сказывается и фактор избытка установленной мощности – объём оценивается от 20 ГВт до трети. При нынешней цене за киловатт для населения экономить не целесообразно, да и сложно. Есть два основных пути, как заставить экономить. Первый – административный, «загонять палкой в счастье», что не всегда получается. Второй – поднять тарифы. Есть они вырастут (чисто гипотетически) в несколько раз, то экономить станет выгодно и интересно.
Для менее ресурсоснабжающих организаций возможности организации проектов ГЧП в целях экономии энергии возможны. Такие организации заинтересованы не продать больше энергии, а сработать с большей прибылью. В некоторых странах пошли интересным, хотя и странным для России путем: вменили ресурсоснабжающим организациям обязанность экономить электроэнергию у потребителя. Оказалось, что это ресурсоснабжающим организациям интересно. Например, они меняют лампы накаливания на современные светодиодные, экономя на освещении в 8-10 раз. Даже в московском регионе, где есть и утюги и стиральные машины, это составит процентов 15 от общего потребления. Ресурсоснабжающая организация выигрывает также в том, что закупает лампы по субсидированной цене, огромными партиями – и может создать новый вид бизнеса по их продаже населению. Поскольку другого пути нет, ресурсоснабжающая организация занимается этим. Схожий опыт реализовали в Московской области – это эксперимент по реализации светодиодных ламп с различными скидками. Лампы покупали, но экономия образовалась незначительная, до 10% по оценкам энергосбыта. Это не ГЧП в духе 224-ФЗ, но что-то похожее. То есть искать можно и нужно.
Тамбовский кур тебе товарищ
Начальник департамента управления собственностью ПАО «МРСК Центра» Дмитрий Менейлюк отметил, что МРСК Центра удалось реализовать первый проект концессии в области электросетевого комплекса. Тема возникла весной 2015-го года, неожиданно в формате концессии, а не типового варианта технологического присоединения крупного потребителя. Был выбран проект концессионного соглашения, предпосылки к нему были связаны со слабым состоянием филиала в Тамбовской области. Электропотребление в регионе буквально 2-3 года коренным образом поменялось, практически рухнуло. Стало понятно, что объект присоединения ни область, ни инвесторы не потянут, и единственный способ – это попробовать концессию. Нормативная база не была готова; анализ рынка показал, что ни в одном из регионов МРСК-центр её нет. За три месяца региональное законодательство пришлось привести в минимальное соответствие к возможности заключить концессионное соглашение, и эту работу регион провел достаточно быстро. Затем задачей стал выход на целевые показатели рен
табельности – расчёт показал срок в 19 лет, то есть общий срок соглашения – 20 лет. Применили и основные положения, которые прописаны в федеральном законодательстве. Но чтобы реализовать проекты в сетевом комплексе, этого недостаточно. Поэтому добавили новаторские решения, которые ранее не использовались. Первое – это прописали минимально возможный уровень полезного отпуска с момента ввода в строй объектов . Второе – закрепили в консессионном соглашении неприменение отрицательных значений сглаживания при тарифно-балансовом регулировании. Если полезный выпуск увеличивается, то тариф снижается. Сетевой оператор предложил не перераспределять сглаживание, порядка 900 млн руб. в регионе, либо уменьшить, чтобы не вредить себе же, увеличив полезный отпуск. Третья мера, предусмотренная в федеральном законе – плата концессионера. Область закрепила в соглашении условие, что они в виде субсидии оплатят «МРСК Центр» до половины стоимости концессионного соглашения. Это затраты на создание электросетевой инфраструктуры, 600 млн руб., которые растянуты на 10 лет.
Таким образом, МРСК Центр выступила создателем электросетевой инфраструктуры для инвесторов. Если бы не возможность реализации концессионного соглашения, то, по сути, возникших мощных агропромышленных комплексов (птицефабрик) в регионе бы не появилось, никто из инвесторов такой объём сетевой инфраструктуры бы не потянул. Поэтому, инвестировав в объект, сетевики создали себе потребителя, тот гарантировал объём полезного отпуска, а сетевая организация получила субсидию на половину стройки.
Даёшь угля!
Заместитель финансового директора УК Колмар Аркадий Островский поделился своим опытом реализации ГЧП, тоже не классического, а «в широком смысле слова». По его словам, кейс был реализован специфический – он относится к альтернативным механизмам квази-ГЧП. «Колмар» занимается добычей и переработкой угля, работает в сырьевом секторе и реализует крупные проекты в Южной Якутии. История началась в 2007 году, когда указом Владимира Путина был запущен мегапроект «Развитие экономического комплекса Южной Якутии». И в этих рамках реализуется проект ГОК «Инаглинский» – строительство комплекса с шахтой и обогатительной фабрикой. Он расположен в 7 км от ВЛ-220, и построить «последнюю милю» было дорого. Идея «отлёживалась» в общей сложности 7 лет, и лишь 2015-м в основном реализовалась. Помощь государства в решении проблем с инфраструктурой оказалась очень к месту и вовремя, принимая во внимание снижение сырьевых цен, в том числе на уголь (в четыре раза с 2012 года). В 2014 году, когда была удовлетворена заявка «Колмар» на господдержку, финансовая модель вышла в плюс, и это решило судьбу проекта. Минэнерго разработало на свои деньги проектно-сметную документацию, теперь идёт строительство.
Докладчик отметил, что в реализации проекта помогло организованное вовремя Министерство по развитию Дальнего Востока. Проект реализован благодаря механизму безвозмездной субсидии. Компания «Колмар» заключила соглашение с Министерством, обязавшись достроить ГОК. Требования к суммам инвестиций не прописаны, но есть конечные условия, которые описаны физическими параметрами: объём угля в год, мощность шахты и фабрики. Второй документ – соглашение о предоставлении субсидии. Оно регулируется подзаконным актом, Постановлением Правительства РФ. В экономическом смысле произошло следующее: государство выделило сумму для компании «Колмар» под обязательство построить объект инфраструктуры – нанять подрядчика, выполнить корректировки проекта, создать рабочие места. Государство контролирует процесс, чтобы объект инфраструктуры соответствовал проектным решениям. Объект переходит на баланс «Колмар» по факту ввода в эксплуатацию. Государству это выгодно, поскольку проект многократно перекрывает объём субсидии: вкладывая 560 млн руб., страна получит бюджетный эффект от ввода ГОК около 45 млрд руб. за первые 7-8 лет его работы. Из закона о ГЧП понятно, что предлагаемый механизм менее эффективен. В реализованном кейсе ключевыми были финансовые расчёты компании, затем обращение за субсидией; государство со своей стороны тоже оценило экономику, сделка состоялась. Участники избежали попадания в русло неких искусственных, часто навязанных правоотношений, которые строить сложно из-за чрезмерного местами регулирования. Предоставление финансирования именно таким образом выглядит удобным, эффективным и понятным.
Но есть и сложности – они заключаются в требовании государства соблюсти полный казначейский контроль за расходованием суммы субсидий. В частности, «Колмар» не может заплатить ни одного аванса подрядчикам, а те субподрядчикам, без счетов в федеральном казначействе. Не у всех есть достаточный оборотный капитал. Но со стороны государства резон понятен – слишком много было роздано и исчезло авансов, например, больше 1 трлн руб. улетели на космодром «Восточный», и государство до сих пор не может получить исполнение и вернуть деньги. В том числе потому, что часть субсидий выдается с нулевой стоимостью, авансы оседают в коммерческих банков, а то и подальше. Поэтому был найден ряд компромиссных решений, они найдены, работа с подрядчиком выстроена, и объект предполагается ввести в июле 2016 года.
Мир посмотреть и ГЧП показать
Исполнительный директор Евразийского банка развития Станислав Пожарнов согласился с пессимистическим взглядом на ГЧП в электроэнергетике. По его словам, это обусловлено исторически – энергетика развивалась и сформировалась так, что даже после реформы не перестала быть монопольной. В производстве с огромным переизбытком о ГЧП думать невозможно, хотя примеры может дать и энергодефицитный Дальний Восток, и недоинвестированная сетевая инфраструктура. Механизм концессий не оптимален, поскольку возникает вопрос передачи инфраструктуры в собственность субъекта, а его мотивация может со временем снизиться. Было бы правильно оставлять объекты в общей инфраструктуре сети. Возможно, хоть это и может показаться утопичной идеей – запуску ГЧП-проектов поможет внешнеэкономическая деятельность, строительство объектов за рубежом или экспорт энергии. Здесь интересен опыт Росатома и «Интер РАО», а также готовность коммерческих банков и институтов развития поддерживать экспорт за рубеж.
Коснувшись вопроса энергоэффективности, докладчик напомнил, что она не формируется без понятных правил игры. Даже энергосервисный контракт в муниципалитете, с заменой лампочек правил игры в основе не имеет. Не работает и механизм субсидирования, иные меры господдержки. Есть возможность работать через госзаказ, но это не универсальный механизм для ГЧП. Наконец, в конце истории не решено, куда утилизировать батарейки и лампочки; это прописано в нормативных актах, но системы сбора и утилизации отходов не возникло. Поэтому важно придумать так называемые «коробочные решения» для муниципальных историй, как это делает Минстрой с отраслями утилизации, теплоснабжения и водоподготовки. Поэтому, считает докладчик, в мерах поддержки будет актуален инструмент, похожий на фонд ЖКХ с механизмом субсидирования, если невозможны меры господдержки по аналогии с механизмами «Постановления 1044» и проектным финансированием.
Вопросов больше, чем ответов
Руководитель Департамента стратегии и стратегических проектов Блока стратегии и инвестиций ОАО «ИНТЕР РАО ЕЭС» Алексей Маслов также считает, что потенциальный портфель ГЧП-проектов в области энергетики ограничивается рядом факторов по сравнению со сферой ЖКХ. Это объясняется корпоративной структурой сектора. Все станции федерального уровня, в том числе тепловые, более 100 МВт (э) находятся в собственности компаний с полным или частичным государственным участием. Механизм ГЧП в этом случае слабо применим, но возможно проявление квази-форм партнерства. В отношении проектов по строительству станций федерального уровня, в долгосрочной перспективе до 2030-2035 года, масштабных объектов не ожидается – сохраняется значительный профицит мощностей. Однако на горизонте 2030-2035 года потребуется широкомасштабная программа вывода объектов федерального уровня из эксплуатации. Точечно они будут замещены, и такие объекты будут появляться. Также в Калининградской области идёт строительство четырех электростанций для обеспечения задачи энергобезопасности региона; определены ещё две локации, где к 1 января 2019 года должны быть построены станции федерального уровня. Но эти истории требуют точечного инструмента обеспечения партнерства с вовлеченными в реализацию проектов компаниями. Основное требование – это возврат средств инвесторов. Поэтому реализуется отдельное постановление Правительства, определяющее уровень и механизм определения надбавки.
Сходная ситуация и с Постановлением под новые генерирующие мощности, которые должны появиться в 2019 году. Начиная с 2006 года вся программа ДПМ построена в этой логике – создан отдельный инструмент для привлечения частных инвестиций в энергетику, и механизм, обеспечивающий возврат вложенных средств. Вероятно, так будет и впредь на горизонте до 2030-2035 года в отношении большой энергетики. Это касается и энергетики субъектового уровня.
Но остаётся энергетика, условно называемая распределённой, когда энергообъект строится для обеспечения потребностей потребителей на конкретной локации. Даже если это не конкретный промышленный потребитель, это пользователи на одной территории. Реализация проектов когенерации будет сопряжена с модернизацией систем теплоснабжения регионов, которым будет выгодно извлечь дополнительную эффективность при сжигании топлива. Но в этом случае инвестора ждут все проблемы концессионных отношений с субъектами. «Интер РАО» структурирует подобные проекты в рамках регионов своего присутствия, с субъектами и муниципалитетами. Опыта структурирования концессионных соглашений и успешного запуска практически нет. Это обуславливает некую медлительность – нужно создавать новую сущность, таймлайны и графики с нуля.
Вторая проблема, тоже характерная для всех регионов, связана со схемами теплоснабжения. Понятно, что концессионное соглашение будет структурировано на базе имеющейся схемы теплоснабжения. Инвестор должен под нею подписаться в том, что его устраивают физические параметры, их инвестиционная программа. По большинству регионов, в силу исторических событий, эти схемы были формированы ударно, за два-три месяца, они не отражают реальность и требуют актуализации. Процесс актуализации может занять до 8 месяцев.
Следующая проблематика – оформление имущества. Даже если регион готов и выделены средства, проблемы с имуществом всегда займут несколько месяцев. Не всегда у предыдущего эксплуатанта прозрачна экономика. Как следствие, тарифно-балансовые решения не в полной мере отражают реальную экономику объектов, что порождает дополнительные сложности при взаимодействии с регулятором на месте, при доказательстве реальных уровней потерь. Он будет ориентироваться на нормативные потери, что для инвестора выльется в дополнительные затраты на топливную составляющую. Очень много сложностей подобного рода. Если взять гипотетический проект сельского поселения на 10-12 тысяч человек, котельные передать в концессию с модернизацией на 10-15 лет, то структурирование даже такого небольшого проекта с объемом инвестиций 200 млн руб. в источник и 200 млн в сети займёт до 15 месяцев.
