English     Обратная связь +7 (495) 961-12-06; +7 (495) 252-04-32

Бизнес-модели рынков тепла: анализ рынков генерирующих компаний

02.11.2007
Источник:  Журнал «ЭнергоРынок», №12, Приложение «Генерация», 2007

В настоящей статье приводятся результаты исследования специфических рисков генерирующих компаний, работающих на тепловых рынках, для трех типовых договорных моделей предоставления услуг теплоснабжения и горячего водоснабжения (далее – услуг ТС/ГВС). Кроме того, здесь рассматриваются основные механизмы минимизации возникающих рисков, а также описываются особенности финансового моделирования работы теплогенерирующих мощностей на рынке, позволяющие изучить влияние данных рисков на параметры инвестиционных проектов.

Исследование локальных тепловых рынков стало серьезной задачей для частных инвесторов, реализующих проекты строительства новой генерации в России.

Отношение к рынку тепла среди инвестиционных аналитиков колеблется от полного отрицания возможности эффективной работы на нем до признания доходов от сбыта тепла некой финансовой гарантией на фоне неопределенности инфраструктуры оптового рынка электрической энергии и мощности.

Главным фактором, определяющим подобное различие как в теории, так и в наблюдаемых на практике показателях эффективности работы генераторов на рынках тепла, является отсутствие единой стандартной бизнес-модели функционирования систем теплоснабжения. Компания Branan провела экономический анализ более 15 локальных тепловых рынков, и практически каждый из них обладал особенностями, которые заметно влияли на финансовые и экономические показатели крупных генераторов, функционирующих в системах.


Краткое описание рассматриваемых моделей

    Ключевыми моделями предоставления услуг снабжения тепловой энергией являются:
  • Модель сбыта тепловой энергии через оптового перепродавца (ОПП). Модель описывает ситуацию, когда станция отпускает тепловую энергию с коллекторов в сети оптового перепродавца. При этом расчет стоимости отпускаемой энергии осуществляется исходя из фактически отпущенных объемов и устанавливаемых РСТ тарифов. Для простоты анализа предположим, что ОПП также является собственником/эксплуатирующей организацией тепловых сетей.
  • Модель прямого предоставления услуг теплоснабжения с использованием собственных/арендованных сетей. Данная модель подразумевает отсутствие каких-либо посредников между генерирующей компанией и коммунальными потребителями тепла. Для реализации данной модели у генерирующей компании в собственности, аренде или концессии должны находиться как магистральные, так и распределительные квартальные тепловые сети.
  • Модель прямого предоставления услуг ТС/ГВС потребителям с транзитом через сети сторонней организации. Данная модель, очевидно, является наиболее сложной с точки зрения системы регулирования и потенциально заложенных в ней конфликтов между игроками рынка. Вместе с тем она достаточно часто встречается на практике.

Ниже приведена характеристика специфических рисков генерирующих компаний для каждой из моделей.


Возможные риски генерирующих компаний при работе на тепловых рынках

Модель сбыта тепловой энергии через ОПП

Основным источником рисков генерирующей компании в данной модели является конфликт интересов с оптовым перепродавцом энергии. Опишем более подробно возникающие риски и суть обусловливающих их факторов.

Риски снижения объемов продаж тепловой энергии. Под снижением объемов продаж тепловой энергии мы будем понимать как снижение уровня отпуска энергии существующими мощностями, так и отклонение объемов продаж от плановых показателей для вновь вводимых станций.

Для описания данной категории рисков следует рассмотреть две противоположные регуляторные политики.

Сначала предположим, что регулятор (в случае определения конечных тарифов для населения на услуги ТС/ГВС регулятором, как правило, являются муниципальные органы власти) придерживается консервативной тарифной политики. Например, утверждает тарифы ежегодно в соответствии с объявленной ранее тарифной стратегией или же утвердил долгосрочные тарифы, что допускается действующим законодательством. В таком случае доходная часть бюджета ОПП становится величиной предопределенной и не зависящей от текущих затрат. Как следствие, у ОПП формируются жесткие экономические стимулы к сокращению издержек. Одним из основных путей снижения издержек становятся мероприятия по уменьшению потерь тепловой энергии в сетях. При этом объем отпуска тепловой энергии у генерирующей компании существенно (в некоторых случаях до 30%) падает.

Теперь предположим, что тарифные решения ежегодно формируются по принципу «затраты плюс». В такой ситуации вместе со стимулами к снижению издержек у ОПП пропадают и стимулы к эффективному распределению тепловой нагрузки. Как следствие, выбор при определении объемов закупок может сложиться не в пользу более эффективного источника комбинированной выработки. Причинами решений подобного рода могут стать как собственные бизнес-интересы ОПП (например, при владении ОПП собственными генерирующими источниками), так и его аффилированность с другими поставщиками тепловой энергии. Особенно тщательно данный риск следует оценивать при анализе проектов строительства новых мощностей, подразумевающих консервацию действующих в настоящее время котельных или их перевод в число пиковых.

Финансовые риски. Риски неплатежей в системах теплоснабжения обсуждаются часто и не требуют отдельного описания. Однако эта модель обладает одной особенностью, существенно повышающей риск роста дебиторской задолженности генерирующей компании. Суть данной особенности заключается в том, что тарифы на отпускаемую с коллекторов энергию и тарифы на услуги ТС/ГВС могут регулироваться на разном уровне – соответственно региональном и муниципальном. В результате тарифы зачастую оказываются несогласованными, что приводит к плановой убыточности ОПП, который начинает покрывать кассовые разрывы, увеличивая свою кредиторскую задолженность перед основным поставщиком – генерирующей компанией. Ситуация может осложняться еще и тем, что ОПП является либо сбытовой компанией, не обладающей активами, либо муниципальным унитарным предприятием. Как следствие, шансы взыскания задолженности снижаются до минимума.

Такую ситуацию, безусловно, нельзя назвать типичной, однако в некоторых регионах она наблюдается.

Дискриминационное планирование развития теплосетевого хозяйства. В случае разделения управления тепловыми сетями и генерацией в регионе складываются заниженные (относительно экономически оптимальных) стимулы к инвестированию в развитие теплосетевой инфраструктуры.

Проекты прокладки протяженных тепловых сетей с целью увеличения нагрузки источника, принадлежащего сторонней организации, как правило, нерентабельны для теплосетевой компании, поскольку в своем анализе она, естественно, не учитывает положительное влияние, которое реализация проекта окажет на экономику генерирующей мощности. Новым потребителям предлагается взять на себя расходы по строительству сетей, например через плату за подключение. В такой ситуации потребителям выгоднее строить собственные локальные источники.

В результате возникает риск невыполнения прогнозов повышения нагрузки станций, поскольку эти прогнозы основаны на планах нового жилищного строительства и общих оценках роста спроса на тепловую энергию.

Модель прямого предоставления услуг теплоснабжения с использованием собственных/арендованных сетей

Данная модель подразумевает наличие полного контроля над системой теплоснабжения со стороны генерирующей компании, что снимает большую часть рисков, упомянутых при рассмотрении предыдущей модели.

    Специфическими рисками для генератора в модели с использованием собственных/арендованных сетей становятся риски ОПП, наиболее существенными из которых являются:
  • сверхплановое увеличение затрат на обслуживание сетей;
  • финансовые потери при превышении фактического потребления энергии над расчетными нормами;
  • сезонные кассовые разрывы ввиду несовпадения месячной динамики оплаты услуг и операционных затрат.

Модель прямого предоставления услуг ТС/ГВС потребителям с транзитом через сети сторонней организации

Для генерирующей компании данная модель предполагает частичное сочетание рисков двух описанных выше моделей.

    Это:
  • дискриминационное планирование развития теплосетевого хозяйства;
  • финансовые потери при превышении фактического потребления энергии над расчетными нормами;
  • сезонные кассовые разрывы.

Однако основной проблемой для генераторов здесь становится постоянный конфликт с теплосетевой компанией за распределение потерь. При отсутствии систем учета на границе «распределительные/внутридомовые сети» сверхнормативные потери фактически перекладываются на генератора. Оплата сверхнормативных потерь теплосетевой компанией встречается достаточно редко. Отметим, что риск роста сверхнормативных потерь в будущем при этом сохраняется.


Механизмы минимизации рисков генерирующих компаний при работе на тепловых рынках

    Ниже описан ряд простых механизмов, позволяющих существенно снизить риски существующих и строящихся генерирующих мощностей на тепловых рынках:
  • расширение зоны влияния генерирующей компании на теплопередающие активы. Аренда или владение теплосетевыми активами естественным образом снижает риски генератора, обусловленные неопределенностью стратегии теплосетевой компании. В числе негативных эффектов данной экспансии влияния можно назвать все риски модели поставки тепловой энергии с использованием собственных тепловых сетей. Несмотря на то что окончательное решение о целесообразности и масштабах вхождения генерирующей компании в управление теплосетевым хозяйством принимается только после исследования особенностей топологии тепловых сетей, их текущего состояния и экономики функционирования, можно утверждать, что минимально необходимым условием для снижения рисков является обеспечение контроля над магистральными сетями;
  • разработка комплексной программы развития городской инфраструктуры. Действующее в настоящее время законодательство позволяет использовать данные программы как основу для среднесрочного тарифного регулирования и расчетов инвестиционных надбавок. Следовательно, в случае утверждения муниципальным законодательным органом такую программу можно рассматривать как основу для среднесрочного прогнозирования развития теплосетевого хозяйства и параметров работы генерирующих активов;
  • проведение аудита тепловых сетей в рамках обследования системы теплоснабжения при принятии решения об участии в инвестиционном проекте или приобретении генерирующих активов. Подобная работа должна проводиться, даже если инвестор не планирует становиться собственником или участвовать в управлении теплосетевыми активами. Как уже отмечалось, наличие существенных сверхнормативных потерь или их прогнозируемый рост являются серьезным фактором риска для генератора вне зависимости от структуры собственности теплосетевых активов;
  • установка системы учета поставки тепловой энергии. Данный механизм считается наиболее спорным. Как показано выше, в зависимости от договорной модели системы теплоснабжения и текущих принципов расчета объемов поставки тепловой энергии переход на определение объемов по показаниям счетчика может повлиять на показатели генерирующей компании как положительно, так и отрицательно. Например, при прямой работе с потребителями с использованием транзита тепловой энергии через сети сторонней организации установка внутридомовых счетчиков способна существенно снизить оплачиваемые объемы поставки за счет исключения потерь. С другой стороны, договориться с теплосетевой компанией о возмещении стоимости потерь, как правило, затруднительно. Кроме того, установка систем учета требует значительных затрат и должна рассматриваться как отдельный инвестиционный проект.

Особенности прогнозирования и финансового моделирования работы генерирующих компаний на рынке тепловой энергии

Корректное проведение анализа инвестиционного проекта строительства теплогенерирующих мощностей или оценки стоимости приобретаемых активов является для инвестора одним из механизмов снижения рисков проекта в будущем.

Ниже приводится ряд рекомендаций по построению сценарных условий, позволяющих наилучшим образом учесть указанные в данной статье риски.

    При прогнозировании объемов поставки тепловой энергии потенциальных потребителей нужно разделять на группы по следующим признакам:
  • особенности договорной работы с потребителями (выбирается из описанных выше типовых моделей);
  • наличие полной системы учета по границам балансовой принадлежности;
  • географическая отдаленность потребителей и/или существенные сетевые ограничения поставки тепловой энергии и оказания услуг ТС/ГВС.

Внутри каждой из выявленных групп промышленное и коммунальное потребление должно прогнозироваться отдельно.

    При анализе промышленного спроса риски строительства крупными потребителями собственных генерирующих мощностей должны оцениваться с учетом следующих факторов:
  • доходности данных проектов для потребителя при тарифной динамике, закладываемой в модель оценки эффективности реализации проекта строительства;
  • наличия перекрестного субсидирования между группами потребителей. В случае необходимости в прогнозы отпуска тепловой энергии нужно внести соответствующие корректировки.

 

  • При прогнозировании динамики спроса со стороны коммунальных потребителей следует оценить риски изменения спроса под влиянием факторов, характерных для данной бизнес-модели работы с потребителями.
  • Прогноз тарифов для конечных потребителей системы теплоснабжения рекомендуется выполнять даже при отпуске тепловой энергии с коллекторов в сети оптового перепродавца.
    В качестве базы для прогноза тарифа на отпускаемую с коллекторов тепловую энергию нужно брать минимальный из следующих прогнозов:  
  • прогноз тарифа по принципу «затраты плюс», согласованный с исторической  практикой и федеральными ограничениями на темпов роста тарифов;
  • прогноз, полученный как разница между проиндексированным тарифом для конечных потребителей и прогнозом тарифов всех прочих организаций, которые участвуют в обеспечении теплоснабжения (тепловые сети, сбытовые компании). Данный прогноз должен опираться на историческую практику, а также федеральные и региональные индексы, влияющие на тарифообразование.
  • Необходим учет рисков перекрестного субсидирования прочих коммунальных услуг при распределении предельных темпов роста тарифа.

    Безусловно, реальные модели функционирования систем теплоснабжения могут существенно отличаться от приведенных в данной статье типовых примеров. Комбинация нескольких моделей, наличие большого числа хозяйствующих субъектов, участвующих в работе системы теплоснабжения, разрозненность владения теплосетевыми и теплогенерирующими активами – все эти факторы, заметно влияющие на уровень рисков игроков сферы теплоснабжения, на практике встречаются достаточно часто. Однако, описанные здесь риски, а также механизмы их минимизации, как показывает опыт, характерны для российских систем теплоснабжения и, как следствие, должны учитываться при анализе инвестиционного потенциала отрасли.

    Борис Дорин, Генеральный директор, партнер


Возврат к списку