Новая волна инвестиций в электроэнергетику рф подстегнет аппетит к займам. Инвестирование в энергетику

Для устойчивого экономического развития любой страны, и Россия не исключение, необходимо опережающее развитие электроэнергетики. Поставленная Президентом России задача удвоения ВВП требует увеличения производства электроэнергии с 890 млрд. кВт.ч (уровень 2003 г.) до 1200 млрд. в 2015 году. Попытаемся исходя из сегодняшнего состояния электроэнергетики России оценить усилия, необходимые для вывода ее на заданный уровень производства.

Установленная мощность электростанций в стране составляет около 214 млн. кВт, из которых порядка 170 млн. кВт находится в РАО «ЕЭС России». Износ активной части фондов в электроэнергетике достиг 60-65%, в том числе в сельских распределительных сетях - свыше 75%, а 15% мощностей полностью выработали свой ресурс и не подлежат восстановлению. По оценке РАО «ЕЭС», дефицит электрической мощности в 2008 году в основном в европейской части cтраны составит около 4 млн. кВт.
В 1970 - 80-х годах в России ежегодно вводилось по 7-10 млн. кВт новых энергетических мощностей. Естественно, что по истечении 30-40-летнего срока службы столько же должно выводиться из эксплуатации. В связи с тем, что в 1990-х годах в среднем вводилось не более 1 млн. кВт в год, накопился громадный долг по обновлению энергетических мощностей, устаревших как физически, так и морально.

В соответствии с Энергетической стратегией страны требуется ввести около 30 млн. кВт до 2010 года, порядка 75 млн. кВт - в период с 2010-го до 2015 года и 87
млн. кВт - с 2015-го по 2020 год. Иными словами, начиная с 2007 года необходимо ежегодно вводить от 10 до 17 млн. кВт новых энергетических мощностей.
Оценивая стоимость установленного киловатта в среднем по 600 долларов, получаем необходимый общий объем инвестиций в электроэнергетику за 15 лет в размере 120 млрд. долларов - по 6 млрд. в год в первый период и до 10 млрд. долларов после 2010 года, или в среднем ежегодно по 8 млрд. долларов.

Последние 10 лет проблема инвестиций в энергетику обсуждается достаточно широко, однако практических результатов нет. Более того, с каждым годом ситуация ухудшается. Учитывая, что аналогичное положение существует и в других отраслях топливно-энергетического комплекса, то для прогноза экономической катастрофы в России не требуется гений Нострадамуса. Мы неудержимо катимся к пропасти, при этом беспечно растрачивая громадные средства, вывозя за границу до 20 млрд. долларов
в год.
Наши оценки и оценки РАО «ЕЭС» о необходимых инвестициях в электроэнергетику страны, как и рекомендации по выходу из создавшейся ситуации, существенно различаются.

Как известно, учитывая нарастающее старение энергетического оборудования, руководство РАО «ЕЭС России» разработало программу реструктуризации своей компании с выделением из нее энергогенерирующих предприятий, требующих основных инвестиций, и выводом их на свободные рыночные отношения. По замыслам авторов программы после приватизации основной части энергогенерирующих мощностей и перевода их на либеральный рынок появится частный инвестор, причем в результате конкуренции цены на электроэнергию будут снижаться
и развитие энергетики России без особых забот государства само по себе войдет в нормальное русло.

Утверждаем, что эффект от реализации такой политики будет прямо противоположным: инвестиции не появятся, производство электроэнергии и надежность энергообеспечения будут снижаться, прибыли энергопроизводителей и цены на электроэнергию будут расти, а экономика России будет деградировать.
Попытаемся это доказать, руководствуясь здравой логикой и расчетами.
Стоимость производства электроэнергии на действующих электростанциях сегодня составляет 1-1,5 цента за 1 кВт.ч при тарифах в два раза больших. По отчету РАО «ЕЭС» за 2000 год структура тарифа была следующей:

топливо - 25,1%
оплата труда - 8,2%
амортизация - 5,8%
прибыль - 11,8%
прочие затраты - 49,1%.

Заметим, вряд ли бы Федеральная комиссия США по регулированию цен на электроэнергию приняла без полной расшифровки «прочие затраты» в размере почти 50%. При таких «прочих затратах» трудно объяснить, почему нет достаточных средств на инвестиции.
Частный инвестор в условиях российского рынка требует за кредит как минимум 12% годовых и возврата начального капитала не позднее чем через 10 лет. Таким образом, для покрытия инвестиций (возврата кредита) с учетом сроков строительства ежегодная дополнительная компонента в стоимости электроэнергии должна состав-лять около 25% от вложенного капитала, не считая эксплуатационных затрат в размере 1-1,5 цента за кВт.ч. При средних удельных ка-питальных затратах в 600 долларов на киловатт и среднегодовой загрузке электростанций в 5000 часов (в настоящее время они работают в среднем 4500 часов) дополнительная инвестиционная составляющая в стоимости электроэнергии на вновь сооружаемых электростанциях составит около трех центов за 1 кВт. ч. Отсюда следует неутешительный вывод: до тех пор пока стоимость электроэнергии на либеральном рынке не повысится до 4-4,5 цента за 1 кВт. ч (без затрат на транспорт и распределение энергии), инвестор не появится. ч (без затрат на транспорт и распределение энергии), инвестор не появится.
Согласно Энергетической стратегии России, даже для низких темпов развития ее экономики потребуется произвести в 2005 году 945 млрд., а в 2020 - 1200 млрд. кВт. ч электроэнергии, т. е. в среднем за 15 лет получается по 1070 млрд. кВт. ч ежегодно. Если за 1 кВт. ч потребители станут доплачивать по 3 цента на инвестиции, то суммарно за 15 лет они выплатят около 481 млрд. дол.
При низких для инвестора ценах на электроэнергию новые энергетические мощности вводиться не будут, а отработавшие ресурс выведут из эксплуатации, вследствие чего надежность энергообеспечения потребителей будет снижаться, а дефицит производства электроэнергии расти. Производитель энергии в условиях дефицита становится монополистом и стремится получить более высокую прибыль, увеличивая цену на электроэнергию. При этом государство, стремящееся защитить экономику от произвола энергопроизводителя, ограничивает рост цен установлением соответствующих тарифов. В результате энергетика деградирует.
Допустим, что государство для привлечения инвесторов согласится покупать у них электроэнергию по приемлемой для них цене 4-5 центов за 1 кВт.ч, а затем перепродавать ее отдельным потребителям по более низким ценам. Тогда на «либеральном рынке» появятся два вида продавцов - одни продают электроэнергию по 1-1,5 цента за кВт.ч, другие - по 4-5 центов. Но дешевой электроэнергии всем не хватит, и остальные будут покупать более дорогую. В конце концов на старых электростанциях стоимость электроэнергии постепенно возрастет до 4-5 центов, в результате чего с потребителя можно будет «выкачивать» дополнительно около 27 млрд. долларов в год.

Поскольку эта ситуация неоднократно обсуждалась на многих компетентных форумах и в публикациях, включая НТС РАО «ЕЭС», при рассмотрении реструктуризации общества, понимая слабость своих позиций в решении этой проблемы, менеджмент РАО «ЕЭС» предлагает создать Фонд гарантирования инвестиций, принимающий на себя обязанность возмещения упомянутой разницы. Бессмысленность такого решения очевидна. Ведь фонд может быть создан только за счет кредита потребителей - инвестиционной составляющей в тарифе. Спрашивается, если такой фонд создан, то почему нельзя напрямую из него производить инвестиции? При этом за счет ввода новых электростанций увеличивается доля государства в акционерном капитале и не требуется возврат начального капитала. Но если из этого фонда будет выплачиваться вышеупомянутая разница, то за шесть лет инвесторам возвратят удвоенную сумму от их начального капитала, и они станут собственниками новых построенных электростанций, лишив государство нынешнего контрольного пакета акций.

Действительно, как показано выше, на капвложения в среднем ежегодно потребуется до 8 млрд. долларов. Чтобы их собрать с потребителей при среднегодовом объеме производства электроэнергии в 1070 млрд. кВт.ч, потребуется инвестиционная компонента в тарифе в размере в среднем не 3 цента, как следует из данных РАО “ЕЭС”, а лишь около 0,8 цента за киловатт-час. При этом стоимость самих основных фондов, которых потребуется ввести около 190 млн. кВт по цене 600 долл. за киловатт установленной мощности, составит лишь 114 млрд. долл., а остальная часть собранных по версии РАО «ЕЭС» денег - свыше 360 млрд. долл. - будет подарена инвесторам в оплату за первоначальные вложения. Почему бы в таком случае капитальное строительство не финансировать непосредственно за счет инвестиционной компоненты, причем в существенно меньшем размере, накапливая ее в упомянутом фонде?
Фонд должен быть государственным при его полной прозрачности и жестком контроле расходов - только на инвестиции при создании новых энергетических объектов и разработку перспективных технологий на конкурентной основе. Ни в коем случае этот фонд не должен находится в ведении РАО «ЕЭС России», так как инвестиции из него будут осуществляться по остаточному принципу.

Инвестиционная составляющая должна изыматься из тарифа аналогично налогу и направляться на счет фонда. При этом необходимо объяснить потребителям, что если не ввести эту составляющую, то через несколько лет они будет платить во много раз больше или останутся без электроэнергии. А такое финансирование позволит вводить необходимые мощности при более благоприятных для них условиях, так как в стоимость производства электроэнергии не войдут ни процент за кредит, ни возврат капитала. Кроме того, так как основная доля инвестиций будет осуществляться из средств фонда, то из тарифа может быть изъята значительная часть амортизационных отчислений, что существенно скомпенсирует убытки потребителей от введения инвестиционной составляющей. Представителем потребителя будет государство, поэтому ввод новых мощностей увеличит его долю акций в РАО «ЕЭС».
Какие же доводы нужны еще, чтобы доказать, что политика менеджмента РАО «ЕЭС» ведет Россию к катастрофе?

Вячеслав БАТЕНИН,
чл.-корр. РАН, директор;
Виктор МАСЛЕННИКОВ,
д. т. н., проф., зав. отделом
Института высоких температур РАН

К 2010 г. благодаря реформе РАО ЕЭС России и вложениям со стороны государства уровень инвестиций в электроэнергетике приблизился к оптималь­ному уровню. Необходимо удержать этот уровень и обеспечить эффектив­ность вложений.

В 1990-е гг. развитие электроэнергетики жестко недофинансировалось из-за общеэкономического спада, сравнительно низких цен на электро­энергию и, главное, массовых неплатежей, от которых эта отрасль пострада­ла более всех остальных в ТЭК. Даже в 2001-2005 гг. ежегодные инвестиции в развитие отрасли составляли в среднем 75 млрд руб. в год (максимум - 90 млрд), или менее 3 млрд долл., что совершенно недостаточно для развития от­расли (рис. 7.6).

Значительный рост инвестиций в электроэнергетику произошел в 2005-2009 годах. Он был вызван реакцией на масштабную аварию в Московском регионе в мае 2005 г. и на отключения промышленных потребителей в условиях холодной зимы 2005-2006 годов.

Реформа РАО «ЕЭС России» и улучшение положения в экономике страны создали необходимые ресурсы и механизмы для увеличения инвестиций. В ре­зультате к 2009-2010 гг. удалось довести инвестиции до 12-15 млрд долл. в год.

Реализация инвестиционных программ - один из ключевых параметров для оценки реформы электроэнергетики, поскольку именно необходимость мас­штабных инвестиций и неспособность государства их осуществить была од­ним из ключевых аргументов в пользу реформы. Действительно, после рефор­мы инвестиции возросли. Стратегические инвесторы при покупке у РАО «ЕЭС России» акций генерирующих компаний в ходе их приватизации подписывали договора на предоставление мощности (ДПМ). Согласно договорам, генериру­ющие компании должны к 2012 г. ввести в строй 26 ГВт новых мощностей. Фи­нансовой базой инвестиций должны были стать средства, полученные за счет выкупа дополнительных эмиссий генерирующих компаний (448 млрд руб.), а также собственные и кредитные средства инвесторов. За неисполнение ДПМ на частного инвестора может быть наложен штраф в размере до 25 % от стои­мости инвестиционной программы. Эти требования были сформулированы ис­ходя из завышенного прогноза роста потребления электроэнергии (4,2 % еже­годно). В ходе кризиса требования были пересмотрены. В результате разумной корректировки ДПМ обязательства ОГК и ТГК по вводу новых мощностей в 2010 г. были сокращены до 5,8 ГВт. Таким образом, реальный объем инвести­ций частных компаний оказался гораздо меньше того завышенного уровня, ка­кой был изначально зафиксирован в ДПМ.

Источник: Росстат, ЭС-2030.

Рис. 7.6. Инвестиции в электроэнергетику по ЭС-2030

Вместе с тем, инвестиционные программы государственных компаний в электроэнергетике (Росэнергоатом, РусГидро, ФСК и пр.) также резко возрос­ли, поскольку увеличились финансовые возможности государства и его готов­ность вкладывать средства в инфраструктурные проекты. По-видимому, при реалистичной оценке необходимых вводов мощностей и инвестиций государ­ство могло бы профинансировать строительство и дополнительных мощностей в тепловой генерации самостоятельно. Таким образом, неясно, в какой степени приватизация отрасли действительно способствовала росту инвестиций, да и была ли она нужна вообще.

Согласно оценкам Энергетической стратегии на период до 2030 года, электро­энергетика России нуждается в инвестициях существенно большего масштаба. Так, на первом этапе ЭС-2030 г. потребность в инвестициях оценивается в 122-126 млрд долл., или 24-25 млрд долл. в год (до 2015 г.). На втором этапе инвестиции составляют 15-33 млрд долл. в год (2015 - 2022 гг., всего 107-233 млрд долл.), а на третьем -42-66 млрд долл. в год (всего 340-529 млрд). Таким образом, ЭС-2030 требует увеличить инвестиции в электроэнергетику вдвое по сравнению с современным уровнем уже на первом этапе ее реализации, а к третьему этапу - еще вдвое.

Такие большие объемы инвестиций означают резкий рост инвестиционной и тарифной нагрузки на национальную экономику, отвлечение значительных фи­нансовых ресурсов от развития других отраслей. Указанные оценки опираются на прогнозирующийся в ЭС-2030 быстрый рост потребления электроэнергии. Между тем при предложенных выше осторожных оценках динамики энерго­потребления, а также снижении издержек при строительстве до оптимального уровня могут быть получены принципиально иные результаты.

По осторожным оценкам, на первом этапе (до 2015 г.) инвестиции должны составить 9-12 млрд долл. в год, что даже несколько ниже уже достигнуто­го уровня (хотя в отдельные годы уровень 2008 г. может быть и превышен). Процедура переподписания ДПМ, согласно принятым летом 2010 г. решениям Правительства РФ, будет опираться на требования ввода 24-28 ГВт мощностей до 2015 г., что вполне соответствует осторожным оценкам. На втором этапе вложения составят 11-13 млрд долл. в год, а на третьем - 13,5-16 млрд долл. Таким образом, инвестиционная нагрузка в нашем альтернативном сценарии на первом этапе в 2-3 раза ниже, чем в прогнозах ЭС-2030, на втором этапе - в 1,5-2,5 раза, на третьем этапе - в 3,3-4 раза" 9 . При этом она более равномерно распределена по периодам; акцент делается на развитии сетевого хозяйства, что позволяет вместе с пониженным энергопотреблением ограничить ввод мощностей. В целом за период 2010-2030 гг. освобождаются средства в раз­мере 340-600 млрд долл., или 17-30 млрд долл. в год, что составляет 1,5-2,5 % ВВП России. Столь значительные ресурсы могут быть эффективно использо­ваны для развития других отраслей экономики.

Кроме того, в текущих инвестиционных программах сделан избыточный упор на строительство новых мощностей в ущерб модернизации уже существу­ющих. Широкое внедрение парогазовых установок вместо паросиловых могло бы сберечь около 40 млрд куб. м газа в год или соответствующим образом под­нять выработку электроэнергии при сравнительно низких затратах - намного меньших, чем при строительстве АЭС или угольных энергоблоков. Фактически в 2008-2010 гг. под воздействием экономического кризиса произошел сдвиг в пользу именно таких проектов, хотя исходная стратегия государства была иной.

Электроэнергетика давно уже считается стабильной, очень капиталоемкой отраслью с низкими рисками и невысокой доходностью вложений, но сейчас в ней происходят изменения, по своим масштабам сопоставимые с самим ее возникновением в конце XIX века в традиционном понимании - электроэнергетики многофазного тока, электрических сетей, централизованного управления частотой и больших электростанций.

В последние годы новейшей тенденцией в электроэнергетике было принято считать возобновляемую энергетику, но она постепенно выходит из сферы «революционных» изменений, превращаясь в основное направление развития отрасли. По данным Международного энергетического агентства, вводы ВИЭ уже превысили вводы в традиционной электроэнергетике. При этом среднегодовой рост (CAGR) рынка возобновляемой энергии в десятилетнем диапазоне составляет 9,8%. Это, безусловно, высокий темп роста, но есть сферы, в которых он намного выше.

Вслед за волной развития ВИЭ ситуация стала очень быстро меняться: в электроэнергетике появляются новые сегменты, демонстрирующие двузначные темпы роста и позволяющие инвесторам получать значительную отдачу, разделяя успех с разработчиками новых технологических решений.

Новые рынки

Ведущие аналитические центры - Navigant Research, Bloomberg, Grand View Research, Accuray Research - сходятся во мнении, что именно новые рынки в электроэнергетике будут развиваться такими темпами. Так, рынок систем хранения энергии к 2025 году может достичь $93,1 млрд со среднегодовым темпом роста 17%. Объем рынка управления спросом (Demand Management), по их данным, составит $35,9 млрд со среднегодовым темпом 18%, а рынок умных сетей и микросетей может превысить $830 млрд, демонстрируя среднегодовой рост 30%. Все это будет происходить на фоне весьма умеренного среднегодового роста мировой экономики, который по оценкам Международного валютного фонда, в 2016–2022 годах составит 3,7%. Очевидно, что опережающий рост рынков систем хранения, управления спросом и умных сетей будет сопровождаться повышенной отдачей на капитал, инвестированный в компании, успешно коммерциализирующие соответствующие технологии.

Все эти изменения стали возможны благодаря прогрессу в сфере Internet of things и экспоненциальному росту числа подключенных устройств - их число уже превысило население Земли и к 2020-му году составит от почти 21 млрд, по прогнозу Gartner, до 75 млрд, по прогнозу Morgan Stanley. Всеобщая информатизация позволяет получать детальную информацию о состоянии устройств и управлять ими, включая управление их энергопотреблением, реагируя на технические или экономические факторы – пики нагрузки и колебания цены электроэнергии. В результате спрос на электроэнергию впервые становится эластичным, а управление энергопотреблением автоматизируется на основе удобных потребителю сценарных условий с применением технологий обработки больших данных и искусственного интеллекта. Это тоже стало возможным только сейчас в связи с кратным ростом мощности и удешевлением вычислительных возможностей. Гибкое управление спросом (Demand Management) позволяет сбалансировать спрос и предложение в энергосистеме на низовом уровне конечного потребления, без необходимости строить и содержать резервную инфраструктуру и постоянно менять режимы работы крупных электростанций. В конкуренцию на этом рынке наряду с традиционными энергетическими, коммунальными и сбытовыми компаниями уже активно включились IT-компании, банки и телеком-провайдеры. Цифровые платформенные решения для агрегации и управления спросом достаточно быстро окупаются и являются предметом особого интереса инвесторов.

Технологии хранения энергии

Следующий сегмент - это широкий спектр технологий хранения энергии. Помимо крупных системных объектов, таких как знаменитые батареи Tesla, недавно поставленные в Австралию, активно развиваются локальные решения для небольших потребителей, позволяющие им сократить потребляемую мощность и затраты за счет выравнивания графика потребления. Уже сегодня зрелость этих технологий позволяет свободно варьировать размер, тип и технические характеристики накопителя под конкретную задачу. Так, например, для домашних накопителей энергии наилучшим образом подходят химические, в первую очередь литий-ионные батареи, которые бесшумны и не требуют обслуживания. А, например, для оперативного регулирования частоты в энергосистеме, где требуется очень быстрая реакция (в диапазоне десятков миллисекунд) и множество циклов заряда и разряда в течение одного дня, прекрасно подходят маховики. Большой интерес представляют проточные батареи, которые уже сейчас могут экономически эффективно обеспечивать хранение больших объемов электроэнергии для выравнивания колебаний потребления электроэнергии в энергосистемах и у крупных потребителей.

Еще одним сегментом является распределенная генерация, то есть источники электроэнергии, установленные непосредственно у потребителей. Помимо уже привычных солнечных, ветряных и биогазовых электростанций, эффективность и доступность которых увеличивается с каждым годом, появляются все более эффективные установки на природном газе, доступные практически любому потребителю, - и повсюду растет количество вводов небольших электростанций и стремительно уменьшается ввод новых, пусть очень эффективных, но не гибких и избыточных гигантских блоков. Вот уже Siemens объявил о планах по сокращениям персонала, занятого именно в этом сегменте... Распределенная генерация вкупе с обвязкой умными сетями и созданием микросетей позволяет сделать локальные участки энергосистемы самобалансирующимися и способными обеспечивать энергоснабжение потребителей в случае нарушения энергоснабжения в центральной сети.

Причина столь бурного развития этих технологий в том, что они оказываются выгоднее для общества в целом и для конкретных потребителей в частности. При этом они создают в консервативной отрасли совершенно новые рынки - например, рынок услуг по хранению энергии, которые позволяют всем потребителям участвовать в энергосистеме в совершенно новой роли просьюмеров (активных потребителей), позволяют интегрировать в энергосистему гораздо большее количество ВИЭ и делают систему намного более надежной за счет большей гибкости. Технологическая компоновка новой энергетики почти не затрагивает крупную генерацию и магистральные сети, сохраняя за ними привычные роли базового «каркаса» энергосистемы. Все самое интересное происходит на уровне потребителей - домохозяйств, зданий, предприятий и городских кварталов.

Перспективы для инвесторов

Появление таких технологий открыло перспективы и для инвесторов, позволяя по-новому зарабатывать в ранее считавшейся очень надежной, но низкодоходной отрасли, и в итоге дало старт новому глобальному инвестиционному циклу и глубоким преобразованиям в энергосистемах многих стран начиная от наиболее «продвинутых» энергообъединений США и Западной Европы и до стремительно растущей Индии.

Инвесторы при выборе проектов для инвестиций в новой электроэнергетике ориентируются в первую очередь на технологии, создающие и поддерживающие новые рынки. Например, одна из наших портфельных компаний First Imagine! Ventures - Moixa Energy, развивает комплексное решение для управления мини- и микроэнергосистемами на самом низовом уровне - домохозяйств и микрорайонов. Переосмыслив использование домашних накопителей энергии и отказавшись от идеи резервирования электропотребления с помощью таких батарей, компания использует в своих системах, часто в паре с солнечными панелями на крыше, очень небольшие накопители (для Великобритании достаточно мощности всего 400 Вт!), а мощная платформа управления агрегированным множеством распределенных энергоресурсов позволяет разгружать распределительные сети и подстанции в пиковые часы, предоставляя невиданную раньше возможность любому потребителю оказывать услуги энергосистеме, поставляя электрическую мощность.

Другой пример точного попадания в изменившиеся потребности рынка - очень дешевые и эффективные малые газовые турбины и мини-электростанции финской компании Aurelia Turbines. Инженеры из университета Лаппенранты фактически переизобрели энергетическую газовую турбину, собрав в одном продукте все лучшие инженерные решения. В результате получилась компактная турбина мощностью 400 кВт с прекрасным электрическим КПД - до 42% (такой ранее был достижим только на больших турбинах) и стоимостью около $1000 за киловатт (в полтора раза дешевле той мощности, которую «большие» энергетики построили в рамках небезызвестной программы ДПМ!) - уникальный продукт для создания собственных энергетических центров даже небольшими промышленными потребителями там, где до сих пор доминировали сложные и дорогие в эксплуатации газовые двигатели.

Интерес инвесторов к подобным проектам определяет не только быстрая отдача на вложения. В совокупности новые технологии - интернет вещей и цифровизация, распределенная генерация и хранение энергии, искусственный интеллект и управление спросом - создают новое качество энергосистем, а с ним и целую среду или, как стало принято говорить, экосистему для технологических разработок и их разнообразных сочетаний. В этой экосистеме есть дополнительные инвестиционные возможности для всех - кто-то может снизить расходы, купив себе, например, солнечную панель и батарею, а кто-то - сам стартап, производящий их.

МОСКВА (Рейтер) - Российские энергокомпании могут начать активно выходить на долговой рынок после запуска программы модернизации тепловых электростанций, потребующей новых инвестиций.

Российские власти более года обсуждают новый механизм инвестиций в электроэнергетике - программу модернизации электростанций. Он может заработать к концу текущего года и придет на смену текущему договору поставки мощности (ДПМ), гарантирующему повышенную оплату рынком вложений в строительство в течение 10 лет.

Заместитель генерального директора энергохолдинга Т Плюс Кирилл Лыков ждет массовых размещений со стороны энергетиков после утверждения правительством программы модернизации (ДПМ-2).

"Что касается энергетики, спрос на деньги будет зависеть от утверждения правительством программы ДПМ-2... Энергетикам еще повезло - все инвестиционные фазы успели закончиться до известных событий этого года (санкций США), по всем генераторам и объектам рынка все успели все построить, достаточно дешево кредитоваться, привлечь, выпустить бонды", - сказал Лыков на финансовом форуме "Ведомостей".

"Сейчас инвестиции растут только в... возобновляемые источники энергии... Если будет принята программа ДПМ-2 - это огромный объем капвложений по всем генераторам, это создаст очень мощный спрос на ресурсы, и мы увидим и размещения, и привлечения среди энергетиков, не только на рефинансирование", - сказал он.

Власти уже решили провести первые конкурсы на модернизацию на три года вперед с поставкой в 2022-2024 годах, в эти сроки планируется обновить 11 гигаватт мощности.

Всего предлагается через конкурсы до 2035 года распределить до 1,5 триллиона рублей, освобождающихся с окончанием первых ДПМ, и на них модернизировать около 41 гигаватта, включая Дальний Восток. После дискуссий власти согласились определить доходность вложений в 14 процентов на первые проекты.

Энергетики могут вернуться на рынок заимствований к 2020 году, когда активизируются инвестиции и снизятся платежи по старым договорам поставки мощности, считает аналитик АКРА Наталья Порохова.

"Сейчас - на фоне завершения инвестиций ДПМ и пика выплат по ним - у энергетиков улучшились финансовые показатели, и сектор в целом перешел к генерации положительного денежного потока. Я ожидаю, что к 2020 году компании вернутся на долговой рынок. Объем заимствований может быть до 100 миллиардов рублей в год", - сказала она.

По словам Пороховой, энергетики - традиционно рублевые заемщики.

Она добавила, что Русгидро (MCX:HYDR ) на прошлой неделе провела "интересный опыт", когда разместила евробонды в юанях среди азиатских инвесторов. Но размещение предполагает своп, чтобы для Русгидро это был рублевый долг, добавила она.

По оценке АКРА, с 2018 по 2020 годы свободный денежный поток компаний сектора тепловой генерации достигнет уровня 150 миллиардов рублей, что, вероятно, станет самым высоким в отрасли показателем на фоне завершения инвестиционных программ и прохождения пика платежей по ДПМ.

АКРА ожидает, что тепловая генерация нарастит инвестиции в 2-2,5 раза в начале 2020-х годов, для чего сектору потребуется привлечение внешнего финансирования, а в 2024 году долговая нагрузка по отношению к операционному денежному потоку (CFO) может вернуться к уровню 2014–2015 годов - 3x по сравнению с 1х в 2017 году.

Наибольшая потребность в модернизации у энергохолдинга ИнтеРАО с инвестициями 264 миллиарда рублей в 2019-2026 годах, он же может стать основным бенефициаром программы, прогнозируют аналитики ВТБ (MCX:VTBR ) Капитала. Т Плюс может потребоваться около 195 миллиардов рублей инвестиций, вложения входящих в Газпром (MCX:GAZP ) Мосэнерго (MCX:MSNG ) и ОГК-2 (MCX:OGKB ) могут составить 196 миллиардов рублей и 141 миллиарда рублей соответственно, а подконтрольной итальянскому концерну Enel (MI:ENEI ) Russia - 112 миллиардов рублей.

По оценке ВТБ Капитала, на протяжении нового десятилетнего инвестиционного цикла практически все компании (из анализируемых инвестбанком) смогут профинансировать свои потребности за счет собственных средств и долга, за исключением Enel Russia, которой понадобится либо заявить меньше на модернизацию, либо привлекать акционерный капитал.

"Тем не менее мы ожидаем, что большинство ограничат свои дивидендные выплаты в ближайшие годы. Только ИнтерРАО (MCX:IRAO ) и Unipro способны поддерживать или даже наращивать дивиденды", - писали аналитики ВТБ Капитала в своем специальном обзоре по модернизации.

Из компаний, которые анализирует банк, наибольшая потребность в привлечении долга для модернизации будет у Мосэнерго, ТГК-1 (MCX:TGKA ) и Enel Russia, сказал аналитик ВТБ Капитала Владимир Скляр.

(Елена Фабричная, Анастасия Лырчикова. Редактор Антон Колодяжный)

Для развития электроэнергетики России потребуются беспрецедентные капиталовложения. Несмотря на начавшуюся активность электроэнергетических компаний по привлечению инвестиций, в частности, с рынка капитала, объемы капиталовложений сегодня еще явно недостаточны для устойчивого развития электроэнергетики, поскольку ежегодные вложения в неё уже в среднесрочной перспективе нужно увеличивать в несколько раз по сравнению с текущим уровнем.

Необходимость расширенного привлечения инвестиционных ресурсов в электроэнергетику требует перехода к новой ценовой политике в отрасль, которая на основе баланса интересов потребителей и производителей электроэнергии обеспечила бы энергетическим компаниям сопоставимую с другими отраслями доходность на рынке капитала. Предполагается, что реформирование отрасли и введение развитого конкурентного рынка позволит решить эту задачу.

В результате реформирования в электроэнергетике (см. раздел 3.5.5.) созданы два сектора:

− конкурентный сектор генерации энергии;

− регулируемый сектор передачи и распределения энергии.

Ценовая политика каждого из этих секторов формируется по-разному:

− главной задачей ценовой политики в генерации является последовательное развитие конкуренции на рынке электроэнергии и мощности с выходом на «равновесный» уровень цен, обеспечивающий, во-первых, приемлемость цен электроэнергии для потребителей, во-вторых, гарантированное функционирование компаний в условиях растущих цен топлива и, в-третьих, коммерческую привлекательность независимых инвестиционных проектов (например, реализуемых в рамках схем гарантирования инвестиций);

− в регулируемой сфере приоритеты ценовой политики должны быть направлены на создание широких возможностей для развития сетевых компаний и системного оператора за счет программ долгосрочных заимствований.

Рост инвестиционной нагрузки и особенно цен топлива является основным фактором роста цен на электроэнергию в ближайшие годы.

Еще одной важной задачей ценовой политики является регулирование региональной дифференциации цен на электроэнергию (см. предыдущий раздел), что особенно важно для Сибири и Дальнего Востока, где должна быть обеспечена и ресурсная и ценовая поддержка регионального промышленного роста. Здесь цены на электроэнергию должны быть не просто ниже средних по России, а настолько низкие, чтобы обеспечить конкурентоспособность электроемкой продукции на внешних рынках.

До недавнего времени финансирование инвестиционных программ РАО «ЕЭС России» осуществлялось преимущественно из целевых инвестиционных средств, то есть проводилось главным образом за счет совместных средств, основными источниками которых обычно являются амортизационные отчисления и прибыль. Амортизационные отчисления – наиболее стабильный источник формирования средств, направляемых на инвестиционные цели. Они зависят от объема и оценки используемых компанией амортизационных активов.

Сумма средств, привлекаемых за счет прибыли, определяется размерами цен на энергию, дивидендной политикой компании (политикой распределения её чистой прибыли), эффективностью функционирования и развития компании.

С завершением структурной реформы электроэнергетики и переходом к конкурентному рынку объем целевых инвестиционных средств, с помощью которых в основном финансировалась электроэнергетика до реформы, резко сократился. В этих условиях возрастает роль внешних финансовых ресурсов. При этом с учетом разделения отрасли на конкурентный и монопольный сектора потребуется прирост как государственных, так и частных внешних инвестиций.

Бюджетные и частные (заемные) инвестиции должны направляться в монопольный сектор электроэнергетики, т.е. в сетевое и диспетчерское хозяйство, атомную и гидроэнергетику, оставшуюся под контролем государства.

В тепловую генерацию (т.е. в конкурентный сектор) должны быть направлены только частные инвестиции, как в виде заемных средств, так и в форме вложений стратегических инвесторов.

Инвестиционные потребности топливно-энергетического комплекса могут превратиться в большое обременение для экономики страны. В то же время привлечение достаточных инвестиций может не состояться из-за значительных рисков и длительных сроков окупаемости энергетических проектов. Именно поэтому весьма актуален поиск возможностей для уменьшения капиталоемкости электроэнергетики, а также сдерживание роста электропотребления и особенно потребностей в увеличении установленной мощности. Уменьшением электропотребления и, в первую очередь, за счет энергосбережения можно смягчить инвестиционный прессинг в развитии электроэнергетики. Решение проблем инвестирования электроэнергетики необходимо не только для обеспечения долгосрочной энергетической безопасности страны, но и для развития её экономики в целом, а также стимулирования роста ВВП.

Контрольные вопросы

1. Каковы долгосрочные тенденции изменения цен на газ, нефть, уголь?

2. Объясните сущность перекрёстного субсидирования тарифов на электроэнергию для бытового и промышленного сектора?

3. Чем обусловлена региональная дифференциация средней цены за электроэнергию?

4. Назовите источники инвестиций в энергетику России?

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Россия унаследовала от советского периода мощную электроэнергетику и самую протяженную в мире систему электроснабжения. Это является безусловным благом. Страна богато одарена природными энергетическими ресурсами. Однако владение этими богатствами имеет и оборотную сторону – цена поддержания энергосистем в рабочем состоянии и их развития также очень высоки.

В течение последних двух десятилетий страна жила только на старых запасах. Новые мощности вводились лишь в небольшом количестве. Поэтому сегодня необходимы не только «поддерживающие», «нормальные» инвестиции в энергетику, но и инвестиции компенсирующие. Причем эта компенсация разбивается на три уровня:

− компенсация отсутствия инвестиций в 1990-х – начале 2000-х гг.;

− компенсация технологического отставания от сегодняшнего мирового технологического уровня;

− упреждающая компенсация научно-технологического прогресса, так как мир не стоит на месте и не ждет, пока мы разберемся со своими проблемами, а идет вперед.

В 70-е – 80-е гг. прошлого столетия наличие уникальных запасов природного газа рассматривались как демпфер, подушка безопасности, которая поможет пережить период перехода к эффективным технологиям использования более обильных источников энергии. Газовая пауза рассматривалась как временное явление, после чего должна была возрасти доля угля и атомной энергии. Однако газовая пауза затянулась. И она не была использована для повышения технологического уровня электроэнергетики. Возникшее в результате ощущение кажущейся неконкурентоспособности угля, гидро- и атомной энергии остановило создание в России соответствующих новых технологий, и особенно угольных, которые бурно развивались в последние десятилетия во всем остальном мире.

В ближайшие 1,5 – 2 десятилетия необходимо гармонизировать структуру генерирующих мощностей электроэнергетики России. Как уже отмечалось выше, доля газовой генерации должна быть снижена за счет вклада нетопливных электростанций (ГЭС и АЭС) и угольных ТЭС. Необходимо обеспечить техническое перевооружение и реконструкцию тепловых электростанций, а также ввод новых генерирующих мощностей с использованием новых эффективных технологий производства электроэнергии. Это позволит расширить топливную базу электроэнергетики и повысить энергетическую безопасность страны, а также устойчивость её экономики к колебаниям внешнеторговой конъюнктуры.

Развитие энергетической инфраструктуры должно опережать развитие экономики и не сдерживать его. В первом десятилетии нынешнего века усилилось доминирование ТЭК в экономике России, в которой ещё более отчётливо проявились черты сырьевой державы. Причиной этого стало, к сожалению, не умелое хозяйствование, а чрезвычайно благоприятная конъюнктура мировых энергетических рынков, где существенно возросли цены на топливо (нефть, газ и т.д.). Однако этот подарок конъюнктуры, материализованный благодаря действиям топливных компаний в ежегодных поступлениях дополнительной экспортной выручки, рассматривался финансово-экономическим блоком правительства как угроза устойчивости российской экономики и всеми мерами «стерилизовался» в золотовалютных резервах и стабилизационном фонде.

Правительство оказалось не в состоянии полностью использовать увеличившуюся экспортную выручку для повышения жизненного уровня беднейших слоёв населения и модернизации производственной сферы, транспортной инфраструктуры и жилищно-коммунального хозяйства. По неубедительным соображениям эти средства не применялись и для льготного кредитования российского бизнеса, который всё-равно заимствовал их за рубежом на внешнем рынке с весьма высоким процентом. Объём накопленных «лишних» средств размещён за рубежом в низкопроцентных бумагах и девальвируется вместе с долларом. При наличии у государства немалых «свободных» средств, состояние производственных мощностей так называемых естественно-монопольных отраслей российского ТЭК – электроэнергетики, централизованного теплоснабжения и даже газоснабжения (несмотря на большой экспорт газа) – продолжает быстро ухудшаться из-за систематической нехватки инвестиций при устанавливаемых государством заниженных ценах (тарифах) на их продукцию. Это усугубляется прогрессирующим износом действующих мощностей и отработкой месторождений топлива без адекватного прироста и освоения новых разведанных запасов.

В результате снизилась надёжность электроснабжения и нарастает угроза энергетической безопасности страны. Для предотвращения этих угроз требуются специальные механизмы обеспечения стратегической устойчивости и эффективности развития систем энергоснабжения страны и регионов.

В обеспечении надёжного энергоснабжения потребителей можно выделить главные точки риска, несущие угрозу энергетической безопасности. К ним следует отнести:

Устойчивое отставание разведанных запасов нефти от объёмов её добычи. Результатом такого отставания может стать резкое падение добычи нефти после 2015–2020 гг.;

Существующая тенденция снижения коэффициента извлечения нефти, то есть снижение нефтеотдачи пластов;

Прогрессирующее снижение добычи газа на разрабатываемых месторождениях, не компенсируемое вводом в эксплуатацию новых месторождений, что может привести к возникновению устойчивого дефицита газа в стране уже в 2012 году;

Возрастающий в электроэнергетике объём устаревшего генерирующего оборудования. К 2015 году его количество превысит 50 %; действующего оборудования;

Создание условий и механизмов конкурентного ценообразования на рынке энергетических углей, которые должны стать дешевле газа;

Реализуемость в намеченные сроки проектов сооружения нефтепровода Ташкент–Тында –Сковородино–бухта Кузьмино (ВСТО), а также газопроводов «Северный поток», «Южный поток», Западная Сибирь–Китай («Алтай»).

Создание целостной системы реализации в рыночных условиях провозглашаемой энергетической политики на уровне страны и регионов является важнейшей задачей ответственных за энергетику государственных органов, ведущих компаний ТЭК и науки.

Мировой опыт показывает, что рост экономики традиционно сопровождается ростом потребления электроэнергии. Основным фактором роста спроса на электроэнергию является рост промышленного производства. Еще одним фактором роста электропотребления является рост уровня жизни в стране. Чем он выше, тем как правило, выше электропотребление, приходящееся на одного жителя. Так, лидерами по электропотреблению на душу населения являются наиболее развитые в экономическом отношении страны, в частности, США и Канада (см. табл. 4.1)

Основу электроэнергетики России по-прежнему будет составлять её Единая электроэнергетическая система, которая в настоящее время обеспечивает около 93 % общего производства электроэнергии в стране. Сегодня ЕЭС России – крупнейшая энергосистема в мире. Отказ от единой национальной сети логически невозможен. Однако необходимо провести ревизию теоретического подхода к созданию сети с учетом вновь появившихся и ожидаемых в будущем технологических решений.

Стратегические ориентиры экономики требуют кратного увеличения вводов электростанций и электросетевых объектов даже по сравнению с советским периодом, когда электроэнергетика бурно развивалась. Доля капиталовложений в электроэнергетику в валовом национальном продукте может существенно возрасти. Это приведет к напряжению рынков капитала и наложит определенные ограничения на рост экономики. Поэтому согласование потребностей и возможностей электроэнергетики с потребностями и возможностями экономики в целом представляется крайне важным.

В переходный период понадобятся специальные механизмы государственной поддержки и стимулирования инвестиций, разработка и запуск которых должны стать составной частью мероприятий по реформированию отрасли.

В развитии энергетики необходимо уделять пристальное внимание экологической проблеме. Необходимо избежать опасности уничтожения окружающей среды в нашей стране и на нашей планете в результате успешной реализации наших планов по развитию энергетического производства и созданию эффективной современной энергетической инфраструктуры, решающей задачи надежного энергоснабжения потребителей.