Технические и технологические риски
Существует мнение, что риск-менеджмент – всего лишь дань моде. По вашему мнению, управление рисками – это необходимая для компании деятельность или формальная процедура?
Что касается технических и технологических рисков, то их минимизация всегда была и остается важной задачей. В советское время этому уделялось много внимания. А сейчас учитывается еще и стоимость принимаемых мер.
Что касается рыночных рисков, то еще десять лет назад мы с ними просто не сталкивались. Интерес к управлению рисками возник потому, что произошла либерализация отрасли. Раньше электроэнергия и мощность поставлялись в плановом режиме по тарифам – плановым ценам. Теперь это происходит на свободном рынке. Колебания спроса и цен на рынке порождают риски. В силу того что объемы топлива у гидроэлектростанций фактически неуправляемы, мы сталкиваемся с двумя большими неопределенностями. Риски в нашем случае даже не складываются, а перемножаются. Если на рынке высокая цена, а воды мало, то мы не можем выполнить контрактные обязательства. Приходится закупать сверхдорогую энергию у газовых и угольных станций. При этом «ГидроОГК» не получает доход от продажи своей энергии и несет серьезные убытки.
Например, осенью 2006 года одновременно реализовались риски низкой и высокой водности. На станциях Волжско-Камского каскада была аномально низкая вода, и энергию для контрагентов приходилось закупать. В то же время в Сибири на Саяно-Шушенской ГЭС была аномально высокая вода. На рынке «на сутки вперед» за Уралом ночью и в выходные на вырабатываемую энергию были нулевые цены. Передать энергию из Сибири в Европу было технически невозможно. А налоги мы платим за объем воды, который прошел через турбины, даже если за выработанную энергию не получаем ничего. Из этого примера, думаю, ясно, почему «ГидроОГК» первой из всех генерирующих компаний приступила к управлению рисками. Новым для генерирующих компаний стал риск неплатежей контрагентов. В условиях, когда контрагентами у нас были сбытовые компании, принадлежавшие РАО «ЕЭС России», этот риск существовал, но проблемы решались внутри холдинга, без обращения в суды. В настоящее время происходит активная приватизация сбытовых компаний. Постепенно все они выйдут из холдинга. И может случиться, что энергию мы поставим, а поступление денег по той или иной причине будет задерживаться. Поэтому мы думаем над тем, каким образом в регламентах модели рынка электроэнергии отразить, например, очередность платежей. Чтобы у новых менеджеров сбытовых компаний даже не возникало искушения «прокрутить» наши деньги, задержав их перечисление.
Актуальны также риски инвестиционных проектов. Так, парогазовая станция строится 2–3 года. Угольную электростанцию можно построить за 3–4 года. На возведение гидростанций уходит 6–10 лет. Соответственно, чем дольше срок строительства – тем больше риск, что проект превысит запланированные расходы и сроки. А в рамках рынка мощности, который сейчас запускается, строительство каждого нового генератора должно быть подкреплено контрактами с будущими потребителями или рынком электроэнергии. И у инвестора будут обязательства – поставить определенную мощность в точный срок.
Как ваша компания планирует справляться с этим набором угроз?
Наше преимущество – в территориальной диверсификации. Гидроэлектростанции распределены по территории России, а производимым ими электричеством торгуют на всех пяти рынках: электроэнергии, мощности, «на сутки вперед» (спотовом рынке), балансирующем и рынке системных услуг. Ситуация на этих рынках развивается не синхронно, благодаря чему мы можем хеджировать риски внутри компании. Ну и, конечно, устойчивость компании базируется на том, что наша продукция есть и будет востребована. Заместить ее импортной невозможно.
Что касается технических и технологических рисков, то их минимизация всегда была и остается важной задачей. В советское время этому уделялось много внимания. А сейчас учитывается еще и стоимость принимаемых мер.
Что касается рыночных рисков, то еще десять лет назад мы с ними просто не сталкивались. Интерес к управлению рисками возник потому, что произошла либерализация отрасли. Раньше электроэнергия и мощность поставлялись в плановом режиме по тарифам – плановым ценам. Теперь это происходит на свободном рынке. Колебания спроса и цен на рынке порождают риски. В силу того что объемы топлива у гидроэлектростанций фактически неуправляемы, мы сталкиваемся с двумя большими неопределенностями. Риски в нашем случае даже не складываются, а перемножаются. Если на рынке высокая цена, а воды мало, то мы не можем выполнить контрактные обязательства. Приходится закупать сверхдорогую энергию у газовых и угольных станций. При этом «ГидроОГК» не получает доход от продажи своей энергии и несет серьезные убытки.
Например, осенью 2006 года одновременно реализовались риски низкой и высокой водности. На станциях Волжско-Камского каскада была аномально низкая вода, и энергию для контрагентов приходилось закупать. В то же время в Сибири на Саяно-Шушенской ГЭС была аномально высокая вода. На рынке «на сутки вперед» за Уралом ночью и в выходные на вырабатываемую энергию были нулевые цены. Передать энергию из Сибири в Европу было технически невозможно. А налоги мы платим за объем воды, который прошел через турбины, даже если за выработанную энергию не получаем ничего. Из этого примера, думаю, ясно, почему «ГидроОГК» первой из всех генерирующих компаний приступила к управлению рисками. Новым для генерирующих компаний стал риск неплатежей контрагентов. В условиях, когда контрагентами у нас были сбытовые компании, принадлежавшие РАО «ЕЭС России», этот риск существовал, но проблемы решались внутри холдинга, без обращения в суды. В настоящее время происходит активная приватизация сбытовых компаний. Постепенно все они выйдут из холдинга. И может случиться, что энергию мы поставим, а поступление денег по той или иной причине будет задерживаться. Поэтому мы думаем над тем, каким образом в регламентах модели рынка электроэнергии отразить, например, очередность платежей. Чтобы у новых менеджеров сбытовых компаний даже не возникало искушения «прокрутить» наши деньги, задержав их перечисление.
Актуальны также риски инвестиционных проектов. Так, парогазовая станция строится 2–3 года. Угольную электростанцию можно построить за 3–4 года. На возведение гидростанций уходит 6–10 лет. Соответственно, чем дольше срок строительства – тем больше риск, что проект превысит запланированные расходы и сроки. А в рамках рынка мощности, который сейчас запускается, строительство каждого нового генератора должно быть подкреплено контрактами с будущими потребителями или рынком электроэнергии. И у инвестора будут обязательства – поставить определенную мощность в точный срок.
Как ваша компания планирует справляться с этим набором угроз?
Наше преимущество – в территориальной диверсификации. Гидроэлектростанции распределены по территории России, а производимым ими электричеством торгуют на всех пяти рынках: электроэнергии, мощности, «на сутки вперед» (спотовом рынке), балансирующем и рынке системных услуг. Ситуация на этих рынках развивается не синхронно, благодаря чему мы можем хеджировать риски внутри компании. Ну и, конечно, устойчивость компании базируется на том, что наша продукция есть и будет востребована. Заместить ее импортной невозможно.