Что ждать инвесторам от новой модели оптового рынка?

Долго идут споры о том, как же должна выглядеть новая рыночная модель российской электроэнергетики. До недавнего времени правительство ограничивалось лишь предложениями, однако утверждение президентом схемы слияния электросетевых компаний вселило в участников рынка оптимизм, что власти перешли в активную фазу реформаторских действий, а обещанное решение по новой модели оптового рынка и рынка мощности все-таки будет принято до конца этого года.

Власти мотивируют необходимость изменения действующей модели тем, что нужны новые способы привлечения инвестиций в электроэнергетику и повышения эффективности работы отрасли. Очевидно, что «старые» методы не дали должного эффекта. Наша энергетика по-прежнему не достигла целей по сокращению изношенности мощностей и снижению тарифов для конечных потребителей, поставленных в 2008-м году. Какие бы споры не велись сейчас о наиболее эффективном механизме ценообразования, в любом случае, лучшую, как для потребителей, так и для поставщиков, цену обеспечит электрорынок, в основе деятельности которого лежат четкие и долгосрочные правила. Наш оптовый рынок пока назвать таким определенно нельзя.

Одним из спорных вопросов остается механизм дальнейшего функционирования оптового рынка (ОРЭМ), а также эффективность проводимого конкурентного отбора мощности (КОМ). В существующем с 2006 года виде оптовый рынок включает в себя несколько секторов: секторы регулируемых и свободных договоров, рынок на сутки вперед и балансирующий рынок. На рынке электрической энергии торгуются фактически выработанные объемы, за счет этого возвращаются переменные расходы электрический станций (в т. ч. топливные). Отрицательную динамику цен на РСВ в первом полугодии этого года на свои финансовые показатели отметили все без исключения оптовые генерирующие компании, не обошло это и отчетность Интер РАО ЕЭС.

При этом электроэнергия и мощность торгуются как два отдельных товара. С 2008 года торговля мощностью осуществляется на основе конкурентного отбора мощности (КОМ), проводимого системным оператором, а покупатели обязаны оплатить всю мощность, отобранную на КОМ в их ценовой зоне. Рынок мощности представляет собой фиксированные ежемесячные выплаты, которые должны компенсировать условно-постоянные расходы производителей энергии. При этом большая часть мощности на КОМ поставляется с теплоэлектростанций.

Таким образом, в текущей модели энергорынка ТГК и ОГК получают выручку из двух источников — от продажи электрической энергии на опте (основные объемы торгуются на РСВ) и от продажи мощности на КОМе. В последние годы колебания цен на том и другом рынках приводили к существенным расхождениям бизнес-планов и фактических финансовых результатов генерирующих компаний, что влекло за собой незапланированные расходы ОГК и ТГК и негативно сказывалось на их капитализации.

Сегодня торговля электроэнергией и мощностью на оптовом рынке занимает значительную долю в обороте энергокомпаний. ИРАО, например, продает почти 80% своей энергии на свободном рынке и почти 50% мощности — на КОМе. Всего реализация мощности формирует примерно пятую часть выручки большинства генерирующих компаний, а индексация цен на КОМе со второго полугодия 2012 года привела к росту доли этой статьи доходов в общем объеме выручки многих ОГК и ТГК по итогам 9 месяцев, например Волжской ТГК и ОГК-2.

Споры между участниками энергорынка и властями сейчас ведутся вокруг того, следует ли оставить раздельное определение цены на мощность и на электроэнергию или ввести единый тариф. Обсуждаемая новая модель предполагает введение системы свободных договоров между энергетиками и покупателями. Эти прямые договоры (СДЭМ) должны быть одноставочными, то есть включающими одновременно как постоянные, так и переменные расходы генераторов. Среди производителей электроэнергии нет единого мнения о том, что же для них предпочтительно. Крупнейшие потребители, такие как Русал, выступают за переход на одноставочный тариф, мотивируя это своим нежеланием субсидировать неэффективную и старую генерацию. К тому же европейский энергорынок сейчас функционирует именно на одноставочном тарифе. Правы и власти, которые считают, что очередной пересмотр модели еще больше отпугнет зарубежных инвесторов от инвестирования в российский энергетический сектор. Однако рано или поздно, новые правила все же придется принять. На последнем заседании правительства прийти к единому мнению по модели энергорынка не удалось, и неопределенность вокруг этой проблемы все больше нарастает. Накануне стало известно о планах по созданию общего рынка электрической энергии и мощности странзаседании правительства прийти к единому мнению по модели энергорынка не удалось, и неопределенность вокруг этой проблемы все больше нарастает.

Накануне стало известно о планах по созданию общего рынка электрической энергии и мощности стран Таможенного союза и Единого экономического пространства, т.е. речь идет о России, Белоруссии и Казахстане. Несмотря на то, что интеграция бирж электроэнергии этих стран будет носить положительный экономический эффект, как, например, это наблюдалось после формирования единого оптового рынка в еврозоне, прежде чем перейти к развитию межгосударственного рынка, России необходимо определиться с рыночной моделью, которая позволит решить сложившиеся внутренние проблемы.

Пока российские ОГК и ТГК несут высокие издержки из-за изношенности основных фондов и вынуждены тратиться на их масштабную модернизацию, а будущая стратегия развития российского оптового рынка не определена, этот сектор не выглядит привлекательным для инвестирования. Лишь ряд наиболее эффективных компаний оптовой генерации, таких как Э.ОН Россия и Энел ОГК-5 смогут зарабатывать хорошую маржу на оптовом и розничном рынках при любой рыночной модели, но акции обеих компаний практически реализовали потенциал роста к своей расчетной целевой цене. Однако хорошим потенциалом роста в 49% обладает Иркутскэнерго с таргетом, определенным на уровне 24,14 руб.

Лилия Бруева, аналитик Инвесткафе