ГоловнаЕкономікаДержава

Вісім питань про приватизацію Центренерго

Поточна підготовка до реформування ринку електроенергії автоматично порушує питання приватизації Центренерго. Воно важливе й з огляду на підписання Україною й МВФ Меморандуму про економічну та фінансову політику, згідно з яким країна намагатиметься продати компанію до квітня 2017 року (розділ 2, стор. 39).

Фото: divannaya-sotnya.com.ua

Центренерго — єдине велике підприємство у сфері виробництва електроенергії з вугілля та газу, в якому держава володіє контрольним пакетом акцій (78%). Підприємство виробляє близько 5% електроенергії в країні та входить до числа п’яти великих компаній, що утворюють групу ТЕС — єдину складову виробництва електроенергії, де запроваджено механізм конкуренції.

Проаналізуємо цю приватизацію з позицій потенційного інвестора: які питання потребують першочергових відповідей, щоб серйозно розглядати цей актив у якості інвестиції? Ми переконаємося, що за «процедурним» питанням приватизації цієї компанії стоїть ще й низка інших, які стосуються фундаментальних рис вітчизняної електроенергетики. І вони поки що залишаються без відповіді. За таких умов приватизація навряд чи має сенс та можлива як така.

1. Якою буде оновлена енергетична стратегія України?

Аналіз інвестиційної привабливості зазвичай здійснюється за підходом «від загального до вузького». Інвестор спершу аналізує макроекономічний та галузевий контекст, у якому працює потенційний об’єкт інвестиції, після чого переходить до дослідження його внутрішніх характеристик. Оскільки електроенергетика є об’єктом значного державного регулювання, то чинна енергетична стратегія України є основоположною для розуміння інвестором довготермінової ролі Центренерго в енергосистемі країни.

На жаль, у центрі уваги чинної «Енергетичної стратегії України на період до 2030 року (розпорядження Кабміну від 24.07.2013 № 1071-р) стоїть радше прогнозний енергобаланс, ніж власне концепція розвитку. Водночас з цього документа інвесторові має бути зрозуміла відповідь на концептуальне питання: як приватні ТЕС конкуруватимуть із державними АЕС та великими ГЕС? Адже останні мають пріоритет в енергосистемі (тоді як ТЕС включаються за залишковим принципом), є дешевшим джерелом електроенергії, становлять понад половину її виробництва в Україні та не конкурують ні між собою, ні з іншими видами генерування.

Також Стратегія потребує перегляду в частині прогнозного енергобалансу у зв’язку із втратою Україною територіальної цілісності. Адже фактичний обсяг виробництва електроенергії 2015 року становив 163 ТВт-год., що значно нижче від прогнозних 215 ТВт-год., які закладено в згаданий законодавчий документ.

Фото: dtek.com

2. Якою буде політика держави щодо споживання вугілля теплоелектростанціями?

Так само оновлення в Стратегії потребує прогнозний баланс вугілля. Адже від початку АТО обсяг видобутку енергетичного вугілля скоротився на 39% – тобто до 40 млн. т (станом на 2015 р.), натомість згідно з чинною Стратегією цей показник мав би бути на рівні 58 млн т. Завважимо: понад 100 зі 150 державних шахт розташовані на окупованій території.

Це і є причиною невизначеності державної політики щодо забезпечення електростанцій вугіллям. На сьогодні також не зовсім зрозуміло: чи приватизаційний договір покладатиме обов’язок на нового власника Центренерго купувати українське вугілля? Можна з упевненістю сказати, що можливість самостійно та гнучко обирати між імпортом і внутрішнім видобутком буде важливим фактором у прийнятті інвестиційного рішення.

3. Коли реально запрацює нова архітектура ринку?

Приватизація Центренерго — це ставка на реформу енергоринку.

Така реформа передбачає відхід від діючої моделі, яка «працює» за алгоритмом: єдине держпідприємство-покупець придбаває електроенергію у виробників, вирівнює ціну та продає переважно регіональним монополіям (обленерго). Уся торгівля відбувається «на добу вперед». Нинішня модель не є класичним ринком, оскільки покупці не впливають на ціну, а ціна, своєї черги, не впливає на попит із боку покупців.

Натомість нова архітектура галузі складатиметься з декількох компонентів, кожен з яких матиме у своїй основі механізм попиту й пропозиції:

  • ринок довготермінових прямих договорів між виробниками та покупцями (найбільший за обсягом);
  • ринок «на добу вперед» та впродовж доби (для корегування графіків виробництва й споживання);
  • балансуючий ринок (ринок відхилень від законтрактованих показників у режимі реального часу, коли диспетчер енергосистеми балансує виробництво й споживання).

Фото: dtek.com

Для цього треба, щоб споживач отримав можливість обирати постачальника електроенергії. Тому ще одне важливе питання полягає в тому, коли держава почне надавати споживачам таке право? Цей поступовий процес називається «відкриттям ринку» для конкуренції (market opening).

Згідно з міжнародними зобов’язаннями України перед Енергетичним Співтовариством (Протокол стосовно приєднання України до Договору про заснування Енергетичного Співтовариства; Республіка Македонія, Скоп’є, 24.09.2010 р.), усі непобутові споживачі мали б отримати це право з 2012 року, а всі побутові — з 2015-го. Більше того, нова архітектура запрацює в тестовому режимі не раніше, ніж через два роки, які потрібні для організаційно-установчих процесів (згідно з орієнтовним графіком впровадження нової моделі ринку).

Така затримка для інвестора означає, що впродовж цього часу вкладені ним кошти «не працюватимуть». Своєї черги для держави це означає, що продаж активу потребує суттєвого зниження ціни, яке компенсувало б новому власникові такий «простій».

Наприклад, якщо інвестор оцінює необхідний рівень доходності в 15% річних і ринок не працюватиме ще два роки, то необхідна знижка при приватизації становить майже 25% (згідно з правилом нарахування складного відсотка: 1–1/1,152=0,756).

Фото: EPA/UPG

4. Якими саме будуть обов’язки щодо екологічної модернізації відповідно до міжнародних зобов’язань України?

Для майбутнього власника приватизація Центренерго є радше купівлею великих зобов’язань з екологічної модернізації, і лише згодом — активом для генерування прибутку.

Обсяг і графік потрібних для цього капітальних витрат сильно впливатиме на приватизаційну ціну та, найімовірніше, буде більшим від неї. Оскільки їх необхідно закладати в бізнес-план ще до приватизації, то інвестор уже сьогодні потребує відповідей на такі питання:

Скільки часу, зрештою, держава виділить на виконання екологічного апгрейду потужностей? Чим менше буде відведено, тим ризикованішим для нього буде цей актив.

В якій пропорції (і за яким механізмом) ці витрати будуть розподілені між інвестором, споживачем електроенергії та платником податків? Адже бенефіціаром такої модернізації, яка покращить стан довкілля, є не лише споживачі цієї енергії, а й суспільство загалом. Тому інвесторові цілком логічно розраховувати на підтримку держави в цьому питанні.

Сьогодні морально та фізично застарілі потужності українських ТЕС, спалюючи вугілля, викидають в атмосферу величезну кількість таких небезпечних забруднювачів як оксиди сірки, оксиди азоту та тверді частинки золи (пил). Норми цих викидів у перерахунку на 1 кВт-год. перевищують дозволені в ЄС ліміти у 5–17 разів. Як наслідок, оціночна щорічна додаткова смертність становить близько 30 тис. осіб, додаткові витрати у сфері охорони здоров’я — понад $100 млн, а загальні економічні втрати— близько $2,6млрд. Окрім того, викиди з українських ТЕС забруднюють повітря сусідніх країн, що додає міжнародний вимір цій, здавалося б, суто внутрішній проблемі (детальніше про негативні наслідки для довкілля та економіки можна прочитати в «Зеленій книзі» чи дослідженні Олени Струкової та ін.)

Вступивши 2011 року до Енергетичного Співтовариства, Україна зобов’язалася здійснити екологічну модернізацію своїх ТЕС, щоб привести норми їхніх викидів до стандартів Євросоюзу (викладені у Директиві 2001/80/EC, також відомій під сленговою назвою «Про великі спалювальні установки»). Це ж саме зобов’язання продубльовано в Угоді про асоціацію з ЄС.

Дедлайн такої модернізації — 1 січня 2018 року. Проте Україна не встигає виконати взятих зобов’язань: лише 4–5 енергоблоків (з понад 90) відповідають вимогам директиви. Тому зараз в Енергетичному Співтоваристві точиться дискусія щодо відтермінування зобов’язань з екологічної модернізації щонайменше до 2026-го.

Хай там що, але така модернізація потребує інвестицій в обсязі щонайменше $0,5 млн на кожен МВт потужності вугільного енергоблоку. Це означає, що переоснащення лише того технічного парку Центренерго, який зараз працює, потребує близько $800 млн (це приблизно шість енергоблоків сумарною потужністю понад 1600 МВт).

Фото: EPA/UPG

5. Третій «енергопакет»: юридичний поділ чи поділ прав власності?

Чи матиме право новий власник Центренерго придбати також і шахти, які видобували б вугілля для його електростанцій? Або придбати обленерго, через який можна було продавати електроенергію з ТЕС? Іншими словами — розвивати вертикальну інтеграцію всупереч духові правил єдиного європейського енергоринку, запровадити які Україна зобов’язалася при вступі до Енергетичного Співтовариства та підписання угоди про асоціацію з ЄС.

Ці правила більше відомі як Третій «енергопакет». Вони вимагають строге відокремлення виробництва палива, генерування електроенергії, її трансмісії (магістральними ЛЕП), дистрибуції (місцевими ЛЕП) та поставки (безпосередньо в точці підключення).

Ідея відокремлення полягає в створенні ґрунту для конкуренції учасників усередині окремих ланок ланцюга (наприклад, виробників електроенергії між собою) та забезпечення їх недискримінаційного доступу до суміжних ланок (наприклад, доступ виробника електроенергії до об’єднаної енергосистеми, щоб продавати струм будь-якому обленерго).

Таке відокремлення передбачено здійснити в декілька способів. Найефективнішим і найрадикальнішим є поділ на основі власності. Тобто один власник не може одночасно володіти вуглевидобувними активами та електростанціями, або електростанціями та обленерго. Однак є «м’якші», але й менш ефективні, варіанти цього поділу. Вони дозволяють власникові зберегти контроль над активами на інших ланках за умови, якщо держава впроваджує більш жорстке та складніше регулювання на ланці оператора всієї енергосистеми (магістральних і міждержавних ЛЕП). Цей поділ є тільки юридичним, оскільки вимагає від власника лише виділити кожну ланку в окрему юридичну особу.

Законодавчо закріплене рішення держави щодо майбутнього способу поділу — повне чи суто юридичне — визначатиме стратегічні перспективи Центренерго. У випадку юридичного відокремлення компанія матиме перспективу вирости у вертикально інтегровану структуру шляхом інтегрування в себе виробників вугілля та/або регіональних електромереж.

6. Наскільки буде конкурентним ринок електроенергії з ТЕС?

Бурштинська ТЕС
Фото: galka.if.ua
Бурштинська ТЕС

Новому власникові Центренерго доведеться починати роботу зі слабкої конкурентної позиції: з більш зношеними потужностями та без власного вугілля.

На сьогодні ринок цінових заявок, на якому працюють вугільні та газові енергоблоки, є єдиним сегментом генерування електроенергії, в якому є конкуренція.

Зазначимо: енергоблоки – учасники аукціону, який щодня проводить оператор оптового ринку. Ці блоки з високою собівартістю та, відповідно, ціновою заявкою мають менші шанси здобути право генерувати енергію в ринок на наступну добу. Своєї черги ГЕС, АЕС та «зелені» джерела працюють за фіксованими тарифами й мають гарантії стовідсоткового збуту.

Водночас цей сегмент є сильно консолідованим. Його найбільшому учасникові належить три чверті встановленої потужності ТЕС. Ці енергоблоки мають вищий ККД: частково через нещодавно проведені ремонти й частково через менший термін виробітку. Окрім того, вони є частиною вертикально інтегрованого холдингу й забезпечені паливом з його ж вуглевидобувних підприємств.

Тому постає важливе питання: якою буде політика держави щодо стимулювання конкуренції, а також яку роль у цьому гратимуть національний регулятор й антимонопольний орган? У цьому зв’язку зазначимо, що галузь має значний конкурентний потенціал, адже всього вона налічує 14 великих електростанцій. І кожна з них могла б бути самостійним учасником ринку за умов належного регулювання, розробка якого потребує часу.

7. Чи буде українська енергосистема технологічно інтегруватися до загальноєвропейської?

Енергосистема країни фізично не сполучена із сусідніми країнами ЄС, які входять до складу загальноєвропейської мережі ENTSO-E. Як наслідок, Україна майже ізольована від Європи з погляду електропостачання. У 2002 році з ENTSO-E було синхронізовано лише Бурштинський енергоострів, який охоплює всього 4% території країни. Решта ж системи синхронізована з Молдовою, Білоруссю та РФ.

Блочний щит Бурштинської ТЕС
Фото: segodnya.ua
Блочний щит Бурштинської ТЕС

Гіпотетична інтеграція до ENTSO-E поставить Центренерго перед необхідністю конкурувати з іноземними компаніями за українського споживача. Однак, з іншого боку, відкриє вітчизняним виробникам електроенергії ринок східноєвропейських країн. Тобто це означатиме роботу в більш відкритому, конкурентному середовищі.

Загалом, формування регіональних ринків електроенергії в Європі є стійкою тенденцією в останні 10–15 років (попри умовність визначення, зараз їх налічується щонайменше сім). Тому виникнення чергового регіонального ринку — тепер уже на теренах Південно-Східної Європи — було б цілком природним процесом, який сприяв би конкуренції, ефективнішому використанню міждержавних перетоків та конвергенції цін між країнами. Однак на сьогодні плани держави щодо участі в такому процесі інтеграції є невизначеними.

8. Наскільки вільною буде компанія у своєму виборі між вугіллям та газом?

40% потужностей Центренерго складається з газових енергоблоків (3000 з 7500 МВт), які не використовуються через зависоку ціну на вуглеводні. Це значно ускладнює визначення ціни приватизації та логічно викликає низку питань.

По-перше: чи довго ще зберігатимуться свідомо занижені податки на викиди шкідливих речовин у повітря, не відображаючи реальної шкоди довкіллю? Через це вугільні потужності, які емітують оксиди сірки, мають штучну перевагу перед газовими завдяки меншій собівартості.

По-друге: коли і як саме буде реформовано ринок газу? І чи матимуть змогу виробники електроенергії реально конкурувати за нього разом із теплокомуненерго, виробниками металу, добрив та ін. в умовах, коли держава докладає так багато зусиль на зменшення споживання газу?

Газові енергоблоки мають низку переваг над вугільними. Вони є чистішою альтернативою вугіллю (не емітують оксидів сірки) та розраховані на роботу в режимі маневреного навантаження, якого бракує енергосистемі. Тому, по-третє: скільки за них має заплатити інвестор сьогодні з огляду на те, що найближчими роками ці потужності навряд чи запрацюють?

По-четверте: і знову ж таки, чи зобов’яже держава Центренерго купувати вугілля внутрішнього видобутку?

Фото: business-tv.com.ua

Висновки

1.За приватизацією Центренерго стоїть багаторівневий комплекс фундаментально важливих, але не вирішених питань щодо майбутнього української електроенергетики. Тож не дивно, що цей актив так складно продати.

2.На сьогодні для потенційного інвестора приватизація Центренерго є придбанням компанії в завідомо слабкій конкурентній позиції на вже консолідованому ринку, із зобов’язаннями до дорогої модернізації (які, найімовірніше, перевищать ціну приватизації) та в умовах, коли нові правила енергоринку лише окреслені в загальних рисах, а старі — ще працюватимуть упродовж невизначеного часу.

3.Приватизація Центренерго має бути не самоціллю, а насамперед стимулом та інструментом реформи, яка має на меті створення ефективного енергоринку. Такий підхід потребує чітких відповідей на засадничі питання щодо майбутнього української електроенергетики. Найгірше, що можна зробити сьогодні, це похапцем продати такий важливий інструмент за безцінь в якості умови отримання чергового траншу фінансової допомоги.

Костянтин Якуненко, к.е.н., інвестиційний консультант "Адамант Капітал"
Читайте головні новини LB.ua в соціальних мережах Facebook, Twitter і Telegram