Энергетики опустили маски и готовы повеселиться

Итоги года для российской электроэнергетики

Москва. 30 декабря. INTERFAX.RU - Электроэнергетика в уходящем году, цитируя топ-менеджера одной из ключевых компаний отрасли, кажется, начала забывать 2020 год "как страшный сон". Убран в шкаф уютный, но уже наскучивший домашний костюм плакальщицы о "ковидной" и не только поддержке, стройными рядами ждут своей очереди наряды для сделок, подписаний и празднований доставшихся обильной кровью регуляторных побед. Отрасль, кажется, наконец, готова начать тратиться, причем не только на текущие тренды, вроде реноваций и ESG, но и на давние "хотелки": в уходящем году свершилась наконец одна ожидаемая сделка, анонсированы еще несколько.

"Квадра" может пригреться в госкорпорации

Биткойн за 2021 год вырос почти на 60%, а акции "Квадры" - на 130%.

Пока отрасль обсуждала слухи - кого же ("Юнипро" или "Энел Россия"?) купит "Интер РАО", на маленькую "Квадру" нашлось сразу два покупателя. Один из них уже фигурировал в контексте слухов о покупке теплогенерирующих объектов - это "Газпром энергохолдинг". Второй оказался более неожиданным - "Росатом".

В начале года в профильных телеграм-каналах появился документ с планами "Росатома" закрыть тепловые станции "Квадры" и тем самым увеличить долю атомной генерации в регионах, где эти станции располагались. Но источник "Интерфакса" напомнил, что у "Росатома" уже есть подразделение, занимающееся тепловой генерацией, и более того, там уже работают бывшие сотрудники "Квадры".

Все, что можно сказать точно на данный момент - переговоры шли и с ГЭХом, и с "Росатомом", но пока ничем не завершились, хотя сама "Квадра" с помощью консультантов из PwC уже оценила себя в 32,8 млрд руб. При этом даже с учетом бурного роста акций на Мосбирже с начала года это в два раза выше текущей капитализации компании.

"Квадра" долгое время считалась проблемной. И даже участие в первой программе ДПМ поначалу не сильно облегчило ей жизнь, скорее наоборот. Реализация проектов шла непросто, от одного из них пришлось отказаться в обмен на отказ промышленных потребителей от претензий относительно срыва сроков запуска объектов ДПМ. "Квадра" существенно нарастила долг. Почти все принадлежащие структурам Михаила Прохорова акции компании были переданы в залог.

Но за последние два года ситуация поменялась в лучшую сторону. Объекты по ДПМ введены в эксплуатацию, чистый долг снизился, хотя нагрузка все еще остается высокой. А с 2019 года "Квадра" наконец-то стала получать чистую прибыль.

История с "Квадрой" набирает обороты на фоне повышенного внимания к тепловой энергетике в целом. Даже параметры нового ДПМ (так называемого "КОМмода") уже могут измениться, чтобы ТЭЦ принимали в нем более активное участие. Все больше городов переходят на модели ценовых зон - "альтернативных котельных". Улучшение показателей тепловой отрасли заметно не только по "Квадре", но и по ее более крупной коллеге - "Т Плюс". Компания последние два года стабильно платит дивиденды, практически завершила полный перевод бизнеса на газ, планирует ощутимые инвестиции в обновление инфраструктуры на ближайшие годы и на этом фоне стала думать о возвращении на биржу.

Энергопереход горчит экспорт

Экспорт электроэнергии из России в этом году оказался одной из самых увлекательных тем. "Интер РАО" начинала 2021 год с осторожных прогнозов роста экспорта, но не до уровня 2019 года (около 19 млрд кВт.ч), а закончила с показателями выше 21 млрд кВт.ч.

В течение года "Интер РАО" традиционно много электроэнергии поставляла на основной для себя экспортный рынок - в Финляндию, внесла раскол в ряды прибалтийских стран - Латвия и Эстония были не против увеличить поставки из РФ, а Литва не хотела снимать введенные ограничения. Эпизодические поставки совершались на Украину и в Белоруссию. Интересным оказался факт поставок как в Грузию, так и транзитом через нее в Армению и Турцию.

В два раза с октября увеличены поставки в Китай. Ведутся переговоры о коммерческих поставках в Казахстан. Была заявка и от Киргизии.

Можно назвать две основные причины такого ажиотажного спроса - энергетический кризис, разогнавший цены на электроэнергию на внутренних рынках (ЕС, Китай), и дефицит энергомощностей, в том числе из-за недофинансирования их строительства и модернизации (Турция, Казахстан, отчасти Китай).

Тем не менее, даже в такой большой бочке меда нашлось место ложке дегтя. Планируемый ЕС ввод с 2026 года трансграничного углеродного регулирования (ТУР) может привести в пессимистическом варианте к остановке экспорта российской электроэнергии в Европу. Это поставило вопрос о верификации выбросов произведенной электроэнергии, как экспортируемой за границу, так и используемой для производства экспортных товаров.

В течение года компании, имеющие в своем портфеле активы ВИЭ, начали заключать с потребителями двухсторонние договоры о производстве "зеленой" энергии, чаще всего через международные сертификаты I-REC. Спрос оказался высоким, и "РусГидро" даже объявила о начале конкурентного запроса предложений на покупку сертификатов I-REC, подтверждающих производство электроэнергии на ГЭС компании.

В свою очередь Минэнерго разработало законопроект о низкоуглеродных ("зеленых") сертификатах, которые будут подтверждать факт производства электроэнергии на объектах с низким углеродным следом (СЭС, ВЭС, ГЭС, АЭС). Также ведомство дополнило его термином "атрибуты генерации", которые можно будет использовать при определении объёма выбросов парниковых газов. "Совет рынка" рассчитывает на запуск системы "зеленых" инструментов, в которой можно будет отследить "жизненных цикл" любого зарегистрированного мегаватт-часа, в начале второй половины 2022 года. В ассоциации отмечают, что система будет добровольной, и "силком" приводить туда участников рынка никто не планирует. "Нам хочется сделать действительно хороший продукт, которым будут пользоваться в силу его удобства и востребованности, а не по принуждению", - подчеркнули в "Совете рынка".

Разработка "зеленых" сертификатов - не единственное решение вопроса о снижении углеродного следа российской энергетики, которое обсуждалось в течение года. Минэнерго рассчитывает, что доля ГЭС в энергосистеме РФ составит 19,8% в 2035 г., 19% в 2050 г., АЭС - 23% в 2035 г., 24% в 2050 г. Доля ВИЭ увеличится до 4,5% в 2035 г. и 12,5% в 2050 г. Доля газа составит 40% в 2035 г. и 43% в 2050 г. При этом выработка угольной генерации в 2035 г. составит 9,5% и сократится до 4,5% в 2050 г.

На этом фоне En+ и "РусГидро" заявили о планах масштабного строительства ГЭС в ближайшие годы. "РусГидро" рассматривает возможность строительства четырех противопаводковых ГЭС общей мощностью 1,6 ГВт на Дальнем Востоке. В планах En+ - четыре ГЭС до 2030 г. общей мощностью около 2,5 ГВт. Помимо этого, Минэнерго заявило о необходимости строительства в 2035-2050 гг. около 5 ГВт гидроаккумулирующих электростанций (ГАЭС).

"Мы все-таки надеемся, что проект объединения энергосистемы Сибири и Востока будет реализован с учётом сильных связей между энергосистемами. Это позволит подтолкнуть строительство в регионе ГЭС и АЭС", - назвал замминистра энергетики Евгений Грабчак одно из условий развития в РФ атомной и гидрогенерации. Один из собеседников "Интерфакса" на энергорынке говорил, что это может произойти не ранее 2025 года.

ФНБ: денег пока нет, но вы держитесь

Коронавирусное эхо мольбы о поддержке в уходящем году все еще гуляло по министерским кабинетам, только теперь госсредства были нужны компаниям уже не для того, чтобы пережить сложный период, а для развития новых проектов. Так, для "Россетей" и "РусГидро" в уходящем году Минэнерго запрашивало средства из ФНБ, чего не делалось для энергетиков уже года четыре так точно. "Россетям" в лице "дочерней" "ФСК ЕЭС" нужно было более 100 млрд руб. на развитие второго этапа модернизации БАМа и Транссиба. Холдинг говорил о том, что удорожание металлов может значительно увеличить стоимость проектов, а значит, компании будет необходимо привлекать значительные средства на рынке и выходить далеко за пределы зоны комфорта по своим ковенантам. "РусГидро" предполагалось выделить поддержку для развития проектов модернизации на Дальнем Востоке (там общая программа поддержки реновации в энергетике не действует).

Вопрос муссировался почти весь год, но к его концу один из источников "Интерфакса", знакомый с утвержденным перечнем приоритетных проектов для финансирования из ФНБ на 2022-2024 гг., сказал, что проекты "РусГидро" и "Россетей" туда не попали. Другой собеседник на энергорынке уточнил, что проекты попали в перечень "второй очереди" (не приоритетной) и могут получить поддержку, когда в ФНБ будут на них деньги. Министр энергетики Николай Шульгинов позднее говорил агентству, что компании будут реализовывать проекты исходя из наличия собственных и заёмных средств. Он отмечал, что заявки подавались и переделывались несколько раз. Несмотря на отсутствие пока положительного решения, "тема не закрыта". "Они не получили окончательного ответа, поэтому все равно продолжают сегодня проектировать эти объекты, будут начинать строить, а дальше посмотрим", - заключал министр.

В "Россетях" "Интерфаксу" сообщили, что холдинг "продолжает поиск источников финансирования проектов": рассматриваются варианты с привлечением как средств ФНБ и иных механизмов заемного финансирования, так и альтернативные схемы. Но компании нужно будет начинать привлекать средства (в виде кредитов или через облигации) уже в начале 2022 года, так как тогда "уже будет необходимо финансирование достаточно большое", говорил в конце года "Интерфаксу" ее глава Андрей Рюмин. Он не называл предполагаемый объем кредитования, но общая стоимость проекта до 2024 года может составить превысить 200 млрд руб.

Рюмин отмечал, что компания может привлекать средства с рынка параллельно переговорами о привлечении средств из ФНБ. "Можно кредитоваться, пока не решен вопрос со средствами ФНБ", - говорил он.

По состоянию на начало декабря электросетевая часть второго этапа расширения БАМа и Транссиба находилась в стадии проектирования.

Все "не слава богу" и по одной из важных генерирующих составляющих проекта - строительству электростанции в Бодайбинском энергорайоне Иркутской области. Изначально обсуждалось, что станцию нужно ввести в середине 2025 года, а отбор инвестора, соответственно, предполагалось провести в году уходящем. В результате в ходе обсуждений ввод сдвинули дважды - сначала на 2026 год, затем - на середину 2027 года. Соответственно, конкурс планируется провести уже в 2022 году, сообщал кабмин. Помимо Бодайбинской станции, для Восточного полигона планируется построить 1,2 ГВт генерации общей стоимостью 166,3 млрд руб.

"Россети": кавказские пленники

"Россети" оказались в уходящем году и в центре другой истории, которая, очевидно, перетечет и в год предстоящий. В коронавирусный 2020 год холдинг договорился с генкомпаниями о реструктуризации долгов его кавказских "дочек". Дело в том, что регион систематически оказывается худшим в плане платежной дисциплины, и "Россети" обещали обеспечить платежи рынку. В прошлом году проблему с расчетами кавказских сбытов удалось решить, но, как оказалось, временно: весной этого года генкомпании сообщили курирующему отрасль вице-премьеру Александру Новаку о рисках невыполнения соглашений. Как сообщали источники "Интерфакса", чтобы сдержать данное производителям слово на фоне недостаточности для этого сборов только с розницы, "Россетям" нужно было дополнительное финансирование в размере около 7,5 млрд руб. Но эти средства холдинг так и не получил.

С июня генкомпании получили возможность расторгать соглашения с "Россетями", тогда же набсовет "Совета рынка" лишил возможности работы на нем три подконтрольных холдингу кавказских сбыта - АО "Каббалкэнерго", АО "Калмэнергосбыт" и АО "Карачаево-Черкесскэнерго". Впрочем, их функции были переданы подконтрольным тем же "Россетям" МРСК. После этого производители оценивали шансы получения средств по этим регионам выше, так как это были уже не сбыты, а иные структуры, "наделенные имуществом".

Вместо разрыва отношений летом стороны начали обсуждать новое соглашение о реструктуризации. Ключевым условием производителей была оплата им не ниже той суммы, что структуры "Россетей" получают в регионе с розницы. Генкомпании предлагали делить этот объем между ними и сетями пропорционально требованиям. "Россети" вышли с другим своим предложением - зафиксировать им возможность платить меньше обещанных изначально 100%. Но до конца осени, как изначально предполагали генераторы, сторонам так и не удалось прийти к консенсусу.

Впрочем, в последние дни декабря энергорынок, кажется, утратил терпение, и на последнем в этом году заседании набсовета ассоциации было решено до мая "заморозить" оплату накопленных к 2022 году обязательств "Россети Северный Кавказ" и "Чеченэнерго" (также управляется холдингом) и не считать им неустойку в отношении долга следующего года. Генкомпаниям, в свою очередь, было предложено принять оплату накопленных к декабрю уходящего года долгов в виде векселей или облигаций по номинальной стоимости. А для долгов года следующего можно выбрать либо те же ценные бумаги, либо деньги с возможностью отсрочки. По сути речь идет о заключении новых соглашений о реструктуризации, которые обсуждались так долго. Как пояснили "Интерфаксу" в "Совете производителей энергии" (представляет интересы генкомпаний), их заключение планируется на первый квартал 2022 года. Это "позволит урегулировать долг 2021 года около 11 млрд руб., а также обеспечить текущие платежи удобными для поставщиков способами оплаты", заключили генераторы.

Договоренности "Россетей" с Кавказом - не самая ключевая составляющая в этой истории и не являются панацеей, так как проблема системная, не раз отмечал в разговоре с "Интерфаксом" собеседник в одном из федеральных ведомств. Как сообщал в одном из итоговых интервью Новак, была разработана некая среднесрочная программа по балансированию ситуации и ЖКХ и энергетике Кавказа. "За один день в этом плане порядок не наведешь", - говорил вице-премьер, отмечая необходимость повысить надежность энергообъектов и собираемость платежей в регионе.

По состоянию на начало декабря общая задолженность на ОРЭМ составляла 86,2 млрд руб., из которых 74,83 млрд приходилась на покупателей Северного Кавказа. При этом уровень расчетов в регионе составлял за 11 месяцев всего 74,9%, тогда как за аналогичный период 2020 года этот показатель равнялся 91,8%. Непосредственно гарантирующие поставщики Северного Кавказа накопили к середине декабря задолженность перед рынком в размере 12,9 млрд руб. "с учетом вернувшейся к оплате реструктурированной задолженности", пояснили "Интерфаксу" в "Совете рынка". Основная часть этого прироста пришлась на гарантирующих поставщиков, находящихся в управлении "Россети Северный Кавказ".

Ветер перемен

Иностранные инвесторы в российскую энергетику в последнее время все чаще говорят, что в рамках перехода к возобновляемой энергетике готовы сокращать долю традиционной генерации в России, в том числе продать этот бизнес в случае хорошего предложения. "Если мы получим хорошее предложение, мы оценим его без спешки", - говорил в ноябре этого года CEO Enel (в РФ владеет "Энел Россия" и долей в "Русэнергосбыте") Франческо Стараче.

"На данный момент у нас нет таких ситуаций и планов (по продаже активов - ИФ), которые могли бы быть анонсированы прямо сейчас. Но направление наших инвестиций будет по большей части сосредоточено на возобновляемой энергетике и затем - постепенном снижении тепловой нагрузки", - еще раньше рассказывал инвесторам CEO Fortum (активы в России - "Фортум", "Юнипро" и доля в ТГК-1 ) Маркус Раурамо. По словам источников "Интерфакса", входящий в Fortum немецкий Uniper действительно рассматривал возможность продажи своих тепловых электростанций в России как целиком, так и по отдельности, среди претендентов звучала "СУЭК" Андрея Мельниченко.

При этом успехи в ВИЭ у перечисленных компаний пока достаточно скромны. "Энел Россия" не без проблем построила один ветропарк в Ростовской области, с задержками ведет работы по строительству второго - в Мурманской области, а также строит третий - в Ставропольском крае. У "Юнипро" проектов в ВИЭ на данный момент вовсе нет. На конкурсе ДПМ ВИЭ этого года "Энел Россия" и "Юнипро" проекты не получили.

Значительными успехами может похвастаться только "Фортум". Портфель активов компании, включая различные партнерства, уже превысил 2 ГВт. На последнем конкурсе ДПМ ВИЭ компания удивила всех - часть заявок компании в ветрогенерации уже оказалась дешевле, чем цена мощности на обычном конкурентном отборе. Участники рынка даже начали говорить о приближающемся сетевом паритете, при котором цена "зеленой" мощности сравняется с ценой традиционной генерации.

В "Совете рынка" отмечают, что сам термин паритета может трактоваться двояко. В первом случае ВИЭ резервируется энергосистемой, а во втором - работает автономно без "подстраховки" от обычной энергосети. "Если говорить про первый случай, то в 2018 году мы прогнозировали сроки достижения паритета с ценой на электроэнергию у конечного потребителя (с учетом сетевой составляющей) в 2020-2029 гг. Начало развития ВИЭ в потребительском сегменте говорит о том, что в отдельных регионах паритет с ценой электроэнергии для конечного потребителя (с учетом сетевой составляющей) уже достигнут. Резкое снижение ценовых показателей на прошедшем в этом году отборе проектов ВИЭ даёт надежду, что паритет цены электроэнергии от сетевых ВИЭ-генераторов с ценой оптового рынка будет достигнут к концу текущего десятилетия", - отметили в комментарии "Интерфаксу" специалисты ассоциации.

Если же говорить об автономной работе ВИЭ, которую можно сравнивать с обычной генерацией, то ситуация в ценовых зонах рынка "пока не столь оптимистична", а на изолированных территориях возобновляемые источники уже могут быть вполне конкурентными, отмечают эксперты. При этом оба варианта будут привлекательными в случае стимулирования декарбонизации. "Например, если введут серьёзный углеродный налог и "зелёным" технологиям и технологиям накопления дадут финансовые и налоговые льготы, то сетевой паритет даже по автономным решениям может наступить очень быстро", - заключили в "Совете рынка".

"ТНС Энерго": время разбрасывать камни, время их собирать

Еще пять лет назад "Россети" задумывались о продаже входящих в группу сбытов, но ситуация с задолженностью последних лет, очевидно, заставила холдинг изменить позицию: финансовое состояние кавказских структур существенно так и не улучшилась, и головной компании пришлось договариваться с энергорынком о реструктуризации долгов, а дебиторка одного из ключевых должников - "ТНС энерго" - заставила задуматься о его приобретении.

Как известно, сделки должны хорошо настояться, желательно в темноте и тишине. Но с "ТНС энерго", несмотря на непубличность компании и ее акционеров, сделать это не удалось. Сначала в холдинге появился профильный специалист - советник по урегулированию долгов ТНС, который потом возглавил совет директоров сбыта. Места в совете в начале года поделили два его кредитора - ВТБ и "Россети". Параллельно непубличная, казалось бы, ИК "ТПЭ" (структура "Ростеха" и Евгения Гинера) неожиданно раскрыла свою отчетность, в которой сообщила о намерении продать свою долю в ТНС в размере 25%+1 акция по рыночной цене, которая была определена всего в один рубль.

Позднее стало известно, что капитал компании может покинуть и другой акционер - структуры ВТБ. В сентябре акционеры ТНС проголосовали за расторжение форвардных контрактов, которые заключались при вхождении в капитал, и выяснилось, что после расторжения ВТБ сможет уйти, причем на условиях ТНС - именно сбыт сможет выбрать покупателя на пакет. Пока, впрочем, судя по всему, структуры банка все еще остаются в ТНС. Когда подконтрольный "Россетям" "Янтарьэнергосбыт" сообщил о приобретении доли в размере 19,9%, первой догадкой о продавце была мысль о ВТБ (так как размеры пакетов практически идентичны), но затем о выходе из капитала сбыта в день приобретения "Россетей" сообщила ИК "ТПЭ". И почти все стало на свои места (официально, впрочем, никто ничего не подтверждал).

Неясной пока остается только судьба 5,1%+1 акция, которые инжиниринговая структура, очевидно, также продала. В прошлом году, когда только обсуждалась возможность появления "Россетей" в капитале, одной из потенциальных схем было совместное вхождение холдинга в состав акционеров вместе с банком ВТБ (его доля в этом случае могла быть в дальнейшем мажоритарной). В ВТБ "Интерфаксу" не стали комментировать, приобрели ли пакет в размере 5,1%+1 акция структуры банка или нет.

Таким образом, теперь акционерами "ТНС энерго" являются "Янтарьэнергосбыт с долей в 19,99%, Sunflake Limited (28,26%, связана с экс-мажоритарием компании Дмитрием Аржановым), структуры ВТБ (их доля ранее составляла 19,9%), "ТНС Холдинг" (принадлежит Sunflake Limited) с долей в 14,46%, "Гарант энерго" (7%, принадлежит "ТНС энерго Пенза"). Открытым остается вопрос, как долго этот состав акционеров будет актуальным: увеличит ли ВТБ в итоге свое присутствие в капитале до мажоритарной доли? Когда кредиторы сбыта покинут состав акционеров (изначальное вхождение "Россетей" в капитал предполагало его дальнейший выход из него, когда ситуация с долгами нормализуется)?

Объем долгов до сделки в "Россетях" не раскрывали, но после получения доли в компании холдинг все же сообщил, что сбыты ТНС должны ему порядка 30 млрд руб. В "Россетях" говорили, что приобретение доли в сбыте "является вынужденной мерой". "Текущее финансово-экономическое состояние группы "ТНС Энерго" требует принятия неотложного комплекса мер, направленного на сокращение накопленной проблемной задолженности, оптимизацию сбытовых цепочек поставки электроэнергии потребителям и управление резервами обществ, входящих в группу", - говорили в холдинге, отмечая, что акционерное участие позволит ему контролировать назначение платежей и быть в курсе оперативных данных о состоянии сбыта и его платежеспособности.

В уходящем году "ТНС энерго" сообщала, что планировала договориться с электросетевым холдингом о реструктуризации долга на 10 лет. Схема предполагала в этом году лишь выплату процентов, а погашение основной суммы - начиная с 2022 года. Но, по данным источника "Интерфакса", знакомого с ситуацией, решения о реструктуризации так и не было принято.