Энергетики ждут запуска рынка мощности. Новый этап реформ, предполагающих либерализацию и этого сектора, планируется с 1 июля. Аналитики ждут, что в связи с этим у генерирующих компаний значительно увеличатся денежные потоки, будет обеспечен возврат инвестиций. А сами энергетики готовятся к этому событию в условиях неоднозначности правил, по которым им предстоит работать.

Ожидание с позитивной оценкой

Рынок мощности планировалось запустить 1 сентября 2007 года. Затем сроки переносились трижды: на 1 января 2008 года, на 1 апреля, на 1 июля. Однако 30 мая стало известно, что на межведомственном совещании постановление о рынке мощности было отправлено на очередную доработку. Хотя уже 4 июня, выступая в Госдуме, новый министр Минэнерго Сергей Шматко заверил депутатов, что ведомство постарается всё сделать в срок.

Аналитики оценили эту новость потенциально положительной для всех генерирующих компаний, за исключением ГидроОГК и атомных электростанций, которые согласно проекту правил не будут принимать участия в торгах до 2011 года. Запуск рынка мощности, как считают аналитики ИФК «Солид», может создать у генерирующих компаний значительное увеличение денежных потоков, что будет обеспечивать возврат инвестиций, а в конечном счёте повысит оценку генерирующих компаний и поднимет котировки их акций.

При существующем дефиците электроэнергии на запуск рынка мощности возлагаются большие надежды. Он должен в перспективе обеспечить создание такого количества действующих генерирующих станций, которого достаточно для покрытия всего потребления электроэнергии. «Запуск рынка мощности чрезвычайно важен для генерирующих компаний, — говорит старший аналитик Альфа-Банка Александр Корнилов. — Он должен обеспечить удовлетворительную доходность инвестиций в строительство новых мощностей, тем самым сделав сектор привлекательным для частных инвесторов».

Новый рынок

По сути возникают новые отношения, и они значительно видоизменяют действующий сегодня энергорынок. Пока разделение мощности и собственно электроэнергии есть только в двусторонних договорах между генерирующими компаниями и потребителями. Энергетики делят свои затраты на переменные (фактически это стоимость топлива, которое необходимо для определённого производства электроэнергии) и условно-постоянные (сюда относят затраты на поддержание генерирующего оборудования в готовности к производству электроэнергии, его обслуживание, ремонт, модернизацию и так далее). Условно-постоянные затраты, или затраты на поддержание установленной мощности, в среднем у теплоэлектростанции (ТЭС) составляют 60%, у гидроэлектростанций (ГЭС) доходят до 90%. Рынок мощности позволит генерирующим компаниям заранее продать гарантии поддержания установленной мощности и, соответственно, планировать и осуществлять капиталовложения в собственное оборудование. Более того, инвесторы могут продать мощность ещё не существующей генерации и получить за неё рыночную цену.

Теперь энергетики ждут принятия постановления правительства о запуске рынка мощности, которое должно разъяснить участникам правила игры. «В существующем формате рынка принятие инвестиционного решения о строительстве новых электростанций затруднено, потому что не до конца понятен механизм возврата капитала, — отметил начальник управления оптовой торговли электроэнергией ОАО «Иркутск-энерго» Олег Причко. – С появлением возможности конкурентной продажи мощности по нерегулируемым ценам создаётся механизм гарантирования возврата инвестиций, что очень важно для инвесторов».

Тариф без риска

Между тем для компаний, модернизирующих собственные станции, либерализация рынка мощности будет весьма условной. «Здесь сложно проводить аналогии с рынком электроэнергии, часть которой сейчас продаётся по рыночным ценам, и где происходит реальная конкуренция, — пояснил Олег Причко. — На рынке мощности это вряд ли будет возможным. Конкуренция, конечно, будет, но продавать свой товар мы сможем по цене не выше потолка регулируемого тарифа. В настоящем рынке окажутся только новые станции. Сейчас по сибирской зоне таких игроков нет».

Для существующих генераций цена формируется от базового тарифа, который установлен государством. Так, для ОАО «Кузбассэнерго» в первом квартале 2008 года ФСТ установила его на уровне 102 тыс. рублей за 1МВт, для ТГК-14 (работающей на территории Бурятии и Забайкальского края) — 108 тыс. рублей, для ОАО «Новосибирскэнерго» — 137 тыс. рублей, для «Иркутскэнерго» – чуть менее 50 тыс.

«Мы понимаем, что наше предложение сегодня самое дешёвое и такой уровень регулируемых тарифов позволяет обеспечить получение их с рынка, — говорит Олег Причко. – Сигналов о наличии каких-то рисков мы не видим. Как минимум, уже имеющуюся у нас эффективность мы обеспечим. Соответственно, перед нами стоит задача обеспечить рост эффективности».

Эксперты также считают позиции «Иркутскэнерго» весьма стабильными. «Гораздо сложнее ситуация у компаний, которые собираются на рынок выводить новые мощности, — отметил один из аналитиков. — Там рисков больше, потому что инвесторы только что понесли расходы на ввод новых мощностей, соответственно, им хочется получить за свой товар максимально возможную цену. При определённых условиях придётся конкурировать с «Иркутскэнерго». А это очень сложно».

Однако в целом прогнозировать расклад сил на рынке мощности пока никто из экспертов не берётся, опять же по причине отсутствия утверждённых правительством России правил его функционирования. Пока остаётся слишком много невыясненных вопросов, хотя большинство компаний уже прошли пробные операции. А в «Иркутскэнерго», например, создано новое направление по координации работы компании на рынке мощности. Однако неопределённость как принципов функционирования рынка мощности, так и графика его либерализации сохраняется. И потенциальным игрокам приходится готовиться ко всему.

При подготовке материала использована информация Finam.ru