АКРА: модернизация ТЭС потребует заемного финансирования

МОСКВА, 23 июл — РИА Новости. Энергокомпаниям РФ в 2020-е годы придется привлекать заемное финансирование на масштабную программу модернизации тепловых электростанций, считают эксперты АКРА. Рейтинговое агентство ожидает, что в начале 2020-х годов российскому сектору тепловой генерации придется нарастить инвестиции в 2–2,5 раза. Однако в этот же период снизится операционный поток от платежей по договору о предоставлении мощности (ДПМ, гарантирует возврат инвестиций в строительство новых станций). При этом выпадающие платежи в этот период еще не будут компенсированы новыми поступлениями по проектам модернизации ТЭС. "По нашим прогнозам, для реализации программы модернизации сектору придется привлекать внешнее финансирование. В 2024-м долговая нагрузка по отношению к операционному денежному потоку может вернуться к уровню 2014–2015 годов. В этот же период в рамках заявленных планов по программе цифровизации сетей спрос на заемное финансирование вырастет и в сетевом комплексе", — полагает АКРА. Свободный денежный поток В то же время агентство отмечает, что в 2018-2020 годах у компаний тепловой генерации еще будет стабильный и высокий свободный денежный поток. Ряд компаний сектора еще будут получать повышенные платежи по ДПМ. По данным агентства, в 2016 году свободный денежный поток в российской электроэнергетике стал положительным — 70 миллиардов рублей. Такой результат сектор показал впервые с начала реформы РАО "ЕЭС России" и больших объемов инвестиций в рамках программы ДПМ. АКРА отмечает, что этим улучшением отрасль пока обязана лишь сектору тепловой генерации, а именно — оптовым и территориальным генерирующим компаниям (ОГК и ТГК). "Что касается свободного денежного потока в других секторах (электросетевой комплекс, ПАО "Русгидро"), в них АКРА не ожидает выхода упомянутого показателя в положительную зону ранее 2019-2020 годов", — говорится в материалах агентства. По прогнозу АКРА, в период 2018-2020 годов свободный денежный поток компаний сектора тепловой генерации достигнет 150 миллиардов рублей в год. Данный показатель может стать самым высоким в отрасли (в 2015–2016 годах свободный денежный поток добывающих ненефтегазовых компаний равнялся 100–130 миллиардам рублей). Решающий вклад в достижение этого уровня внесли два основных фактора: во-первых, завершение инвестиционных программ и, во-вторых, прохождение пика платежей по ДПМ (специальных 10-летних тарифов за новые станции), которые в 2017 году обеспечили 86% операционного денежного потока. "Стабильный операционный денежный поток от платежей по ДПМ, который будет наблюдаться в секторе тепловой генерации в 2018–2020 годах, вероятно, не приведет к росту инвестиций в данный период", — отмечает АКРА. Это объясняется тем, что новый механизм стимулирования инвестиций в модернизацию ТЭС был утвержден этим летом, а первые конкурсы на модернизацию пройдут в конце года. Начать ввод модернизируемых объектов планируется только к 2022–2024 годам. Увеличение денежного потока в 2018–2020 годах компании сектора могут использовать на разные цели – как для погашения долга, так и для увеличения дивидендов, выкупа собственных акций, а также на слияния и поглощения, отмечает агентство. Программа модернизации Согласно опубликованному проекту постановления правительства, в модернизацию порядка 39 ГВт тепловых электростанций (ТЭС) до 2035 года планируется направить 1,35 триллиона рублей из 3,5 триллиона рублей, которые, по оценкам Минэнерго, высвобождаются в 2021–2035 годах благодаря завершению программы строительства электростанций по договорам предоставления мощности. Проект определяет параметры и условия модернизации ТЭС. Проекты, попавшие в программу модернизации, получат гарантированную окупаемость за счет повышенных платежей потребителей. Срок окупаемости — 15 лет. Базовый уровень доходности — 14% годовых. Проекты модернизации ТЭС планируется отбирать на конкурсной основе. К участию в отборе допускается оборудование со сроком эксплуатации более 40 лет, с высокой востребованностью в энергосистеме и выработавшее свой ресурс. Критерием отбора проектов для участия в программе станет одноставочная (своего рода средняя, учитывающая капитальные и эксплуатационные затраты) цена той электроэнергии, которую будет вырабатывать ТЭС или ее отдельный блок после модернизации. Одно из важных требований к проектам заключается в том, чтобы локализация производства в России оборудования для модернизации была не менее 90%.