Компания намерена ориентироваться на разработанные государством договоры на поставку мощности (ДПМ), по которым энергетики строят новые блоки в рамках утвержденных властями инвестпрограмм. Механизм ДПМ сейчас считается единственной гарантией рентабельности проектов новой генерации.
ТНК-BP сообщила, что 11 июля проведет конференцию, целью которой станет привлечение стратегического партнера в строительство новых энергомощностей. О поиске инвестора для строительства на Ямале трех электростанций на попутном газе и возможной передаче ему до 75% акций создаваемого для этой цели СП ТНК-BP объявила в конце марта. Уже тогда обнаружились интересанты, но их останавливал вопрос об окупаемости инвестиций (см. "Ъ" от 29 марта). Вчера ТНК-BP объяснила, каким образом она готова гарантировать окупаемость.
Нефтекомпания создаст для партнера условия, эквивалентные договорам на поставку мощности. Механизм ДПМ был предложен государством генерирующим компаниям, образованным при разделении РАО "ЕЭС России", чтобы обеспечить строительство запланированных объектов генерации. В ДПМ заложена определенная норма доходности, гарантирующая окупаемость проектов за десять лет, и сейчас солидарная позиция генкомпаний состоит в том, что без ДПМ или похожего механизма инвестиции в новую генерацию в России вернуть невозможно. "Мы готовы предоставить нашему партнеру некий аналог тех гарантий, которые даются по ДПМ,- пояснил "Ъ" директор управления энергетики ТНК-BP Константин Константинов.- Ему будет предоставлен контракт на поставку газа с фиксированной ценой, будет заключен контракт на покупку электроэнергии и мощности по фиксированной цене, которые могут дать инвестору доходность на уровне, сопоставимом с тем, который предлагается по ДПМ".
Как пояснил господин Константинов, целевой объем капиталовложений в генерацию, на который ориентируется ТНК-BP при создании СП,- около $1,5 млрд в течение трех-четырех лет, суммарная мощность новых объектов должна составить 800-1000 МВт. Предусматривается возведение ТЭС на ямальских проектах компании - Сузунском, Русском, Тагульском месторождениях - и на Самотлоре. До 2020 года в зависимости от рыночной конъюнктуры инвестиции компании в собственную электрогенерацию могут достичь $3 млрд (суммарная мощность новых объектов 1,8 ГВт). Впрочем, отмечает господин Константинов, ТНК-BP интересно реализовать с партнером и отдельный проект - например, строительство ТЭС на 100 МВт на Тагульском месторождении.
При необходимости ТНК-BP готова внести в СП и уже имеющиеся у нее около 150 МВт мощностей. Электроэнергетика - непрофильный бизнес для ТНК-ВР, объясняет господин Константинов. "Если будет нормальный партнер, который нам ответит за надежность энергоснабжения, за сроки ввода электростанций, мы готовы отдать контроль, а сэкономленные деньги пустить на разработку месторождений, на профильный вид деятельности",- заверил топ-менеджер.
В ТНК-BP надеются, что после июльской конференции партнер найдется. Источник, знакомый с ситуацией, рассказал "Ъ", что индикативный интерес пока выразили иностранные участники российского энергорынка - E.On, Enel и Fortum, а также госхолдинг "Интер РАО". Предварительные переговоры имели место, подтверждают источники в двух иностранных компаниях. В "Интер РАО" и Fortum (владеет генкомпанией "Фортум", ранее ТГК-10) тему не стали комментировать. В "Э.Он Россия" (экс-ОГК-4) пояснили, что в данный момент у компании "нет договоренностей с ТНК-BP", а в пресс-службе Enel (контролирует "Энел ОГК-5") заметили, что "в настоящее время Enel не рассматривает возможности покупки новых активов в России".
"По сути, сейчас в российской электроэнергетике единственным способом гарантии инвестиций в новую генерацию является механизм ДПМ,- подтверждает Александр Селезнев из "ВТБ-Капитала".- И то, что ТНК-BP берет на себя обязательства гарантировать доходность на уровне 13-14%, закрепленных в ДПМ, скорее всего, привлечет в их проект инвесторов". Но, отмечает аналитик, компании, которые работают по "официальным" ДПМ, в реальности могут заработать чуть больше закрепленной в них нормы доходности за счет экономии на капзатратах (если актуальные издержки будут ниже эталонных значений) и особенностей учета доходов, полученных от продажи электроэнергии на оптовом рынке. Также немаловажным аспектом остается доходность новых мощностей после окончания периода окупаемости, при этом главный риск - их изолированность.
Читайте самые интересные истории ЭлектроВестей в Telegram и Viber
