Газпром энергохолдинг предложил сократить срок окупаемости новых электростанций
Минэнерго готово обсуждать идею, но есть риск роста цен на электроэнергию для промышлености
«Газпром энергохолдинг» (ГЭХ; управляет электроэнергетическими активами «Газпрома») предлагает сократить срок окупаемости проектов по строительству новых теплоэлектростанций (ТЭС) с нынешних 15-20 до пяти лет. Об этом 4 октября заявил директор по работе на рынке электроэнергии ГЭХ Михаил Булыгин в Сочи на форуме регулятора энергорынков НП «Совет рынка» «Приоритеты рыночной электроэнергетики в России».
Он отметил, что накопленная инфляция в России в последние годы сильно опережает темпы роста цен на электроэнергию для промышленности и других оптовых потребителей (за исключением населения, которое платит по регулируемым тарифам). Из презентации Булыгина следует, что разрыв между ростом одноставочной цены оптового энергорынка (с учетом энергии и мощности) электричества и официальной инфляцией с 2019 по 2024 г. составил 22 процентных пункта или 1,8 трлн руб. в денежном выражении.
Как окупаются инвестиции
Оптовый рынок электроэнергии и мощности (ОРЭМ) с момента ввода в конце 2000-х гг. был выстроен так, чтобы предотвратить резкий рост цен на электроэнергию. В результате, если рассчитывать только на работу на ОРЭМ по рыночным ценам, то инвестиции в новые электростанции вернуть не удастся. Чтобы окупить вложения, по согласованию с правительством инвестор на 15-20 лет получал спецнадбавку к цене мощности для построенной им генерации. Этот платеж размывался по всем промышленным потребителям, подключенным к тем зонам Единой энергосистемы, где введен ОРЭМ. При этом максимальные капвложения в строительство также контролировались регуляторами.
«Совет рынка» в августе сообщал, что в первом полугодии 2024 г. средневзвешенная одноставочная цена электроэнергии на оптовом рынке выросла на 0,8%. Это на 7,13 п.п. ниже официальной инфляции, по данным Росстата (7,93%). При этом в европейской части России и на Урале (первая ценовая зона ) рост одноставочной цены в первом полугодии составил 0,3%. Оптовая цена электроэнергии (индекс РСВ) выросла на 1,9%, а стоимость мощности снизилась на 1,7%. Во второй ценовой зоне (Сибирь) рост одноставочной цены составил 3%, стоимость электроэнергии увеличилась на 6,9%, мощность подешевела на 1,1%.
Угроза энергодефицита
«Последние несколько лет у нас в электроэнергетике есть дубинка [для строительства новых мощностей], а морковки, за которой мы могли бы двигаться дальше, нет. Мне кажется, что мы подошли к тому моменту, когда ограничения [по росту стоимости электроэнергии и капзатрат] нужно убирать. Гангрена (дефицит электроэнергии – “Ведомости”) растет, мы отрезаем от нее, отрезаем, но потом мы ходить не сможем, потому что ног не будет», – сказал он.
Булыгин подчеркнул, что на фоне прогнозируемых дефицитов электричества Россия «входит в период больших строек», когда ежегодно в стран потребуется вводить по 1 ГВт новых станций в ближайшие 10 лет. При этом дешевая электроэнергия, по его словам, разгоняет спрос. Она привлекает все больше потребителей, снижая резервы энергосистемы, подкрепляла тезисы Булыгина показанная им презентация. Если в декабре 2018 г. резерв мощности по Единой энергосистеме (ЕЭС) России составлял 57 ГВт, то на декабрь прошлого года – 28 ГВт, следует из документа.
О дефиците электроэнергии и исчерпании резервов в последние годы активно говорят и регуляторы, и участники рынка. Например, летом 2024 г. из-за нехватки мощностей на фоне аномальной жары на юге страны приходилось ограничивать электроснабжение потребителей, в том числе и населения. Из Схемы и программы развития электроэнергетических систем (СиПР) на 2024–2029 гг. следует, что энергодефицит генерации в юго-западной части объединенной энергосистемы Юга составляет 857 МВт с «потенциальным увеличением» до 1,29 ГВт.
Если вы на улице зададите вопрос людям: сколько стоит электроэнегргия, вам ответят: «дорого», горячился Булыгин. Но никто, по словам топ-менеджера ГЭХ, не скажет, во сколько же для него обходится сотовая связь. «Простой человек, на самом деле, платит в месяц за сотовую связь больше, чем за электроэнергию. Но если без сотовой связи, как мне кажется, как то можно прожить, то без электроэнергии – наверное, тяжелее», – резюмировал он.
Как сократить окупаемость
Поэтому ГЭХ, как следует из выступления Булыгина, предлагает кратно снизить сроки окупаемости строительства новых ТЭС в рамках механизма конкурсного отбора мощности новой генерации (КОМ НГО) с 15-20 до пяти лет. КОМ НГО – текущий вариант регулируемого правительством механизма возврата инвестиций в новые электростанции. Такой договор гарантирует фиксированную доходность на протяжении 15 лет в 14% годовых (при ставке ОФЗ 8,5%).
При строительстве ТЭС мощностью в 470 МВт со сроком окупаемости 5 лет ежегодный дополнительный платеж за мощность для энергорынка вырастет с 30 млрд до 50 млрд руб., сообщается в презентации ГЭХ. Прирост одноставочной цены в первой ценовой зоне ОРЭМ (европейская часть и Урал) оптового энергорынка составит 8 коп. за 1 кВт ч против 5 коп. при периоде окупаемости проекта в 20 лет. Суммарная финансовая нагрузка на потребителей, за счет которых будет окупаться такая станция, снизится с 565 млрд руб. до 240 млрд руб.
«С учетом капитализации процентов по банковским траншам основной долг [генератора перед банком] на момент пуска станции составит 150% от суммы инвестиций», – указано в презентации. То есть при капзатратах в 100 млрд руб. он составит 150 млрд руб. «И это слайд, нарисованный еще до последнего повышения ключевой ставки [ЦБ]», – подчеркнул Булыгин. Банк России 13 сентября поднял ключевую ставку на 1 п.п. до 19% и не исключает ее дальнейшего роста.
Полный возврат долга через 20 лет за построенную на заемные деньги ТЭС возможен при норме доходности 16% в год, следует из презентации ГЭХа. «Вы скажете – стройте за свои средства. У нас нет своих средств, почти все – проектное финансирование, все средства заемные. Деньги, может быть, и есть, но не у нас, а у кого – не знаю», – подчеркнул Булыгин. По его словам, дешевые мощности создали «бешеный спрос» на электроэнергию со стороны промышленности.
Позиции регуляторов
Председатель правления «Системного оператора ЕЭС» (диспетчер энергосистемы) Федор Опадчий на конференции отметил, что в КОМ НГО максимум всех рисков «запихнули в заявку генератора» – то есть он заявляет определенный объем капзатрат и выходит на конкурс. Но есть риски и внешние, общеэкономического характера, которые не зависят от генерирующей компании, указал Опадчий. «То есть в этой логике нам придется позволить увеличивать эту плату за риск (капекс), иначе конкурсы просто не проходят (нет участников). Но сложно оценить все риски – роста налогов, стоимости оборудования и прочие. <...> Не проще ли эти риски, заложенные в сегодняшней модели, снять с генератора? За ним оставить только ответственность за капекс и за сроки вводов», – отметил он.
В свою очередь директор департамента энергетики Минэнерго Андрей Максимов отметил, что нужно «просто найти золотую середину» между сроком окупаемости и ценой, которую будет ежегодно оплачивать промышленность. «На первой волне программы ДПМов (первая программа строительства новой генерации – с 2004 по 2014 гг. – “Ведомости”) мы это уже делали – сокращали [сроки окупаемости проектов] с 15 до 10 лет. Это рабочий момент, можно обсуждать», – сказал он.
При этом чиновник подчеркнул, что ТЭС продолжит работать и после того, как она окупится за счет платежей оптовых потребителей, поэтому резко увеличивать доходность КОМ НГО Минэнерго « никогда не согласится».
«Ведомости» направили запрос в ассоциацию «Сообщество потребителей энергии».
Заемное дешевле своего
«Существенной проблемой инвестирования в энергетике является рост собственного капитала компаний, в том числе генерирующих. При ключевой ставке в 19% и планируемом ее повышении, корректно посчитанная стоимость капитала должна быть существенно выше текущих параметров. При этом стоимость долга тут не является ключевым фактором. Более того, долговое финансирование – это самые дешевые деньги», – отмечает директор Центра исследований в электроэнергетике НИУ ВШЭ Сергей Сасим. Строительство с помощью средств акционеров, по его словам, в любом случае будет еще дороже.
Плановые капзатраты не должны учитывать финансовые расходы, поскольку они уже учтены в справедливой норме доходности, начисляемой инвестору при формировании возвратных платежей, продолжает он.
Инвестор же, отмечает он, в любом случае будет ориентироваться на средневзвешенную норму доходности при оценке инвестпроектов – хоть на 20 лет, хоть на 5 лет.
«В реальном выражении потребитель заплатит одинаковую стоимость в обоих случаях. При этом сокращение срока возврата инвестиций приведет к существенному росту цены [электроэнергии]. А история рынка мощности еще не знает примеров, когда бы цена мощности снижалась по завершению очередного инвестиционного цикла. В этом смысле потребителям выгоднее оставаться на текущей схеме возврата инвестиций», – указывает он.
По словам Сасима, также стоит учитывать тот факт, что текущее повышение цен на газ (с 1 июля 2025 г. для энергетиков она увеличивается на 21,3%) при маржинальном ценообразовании на рынке на сутки вперед (РСВ; основной рынок оптовой торговли электроэнергией) формирует благоприятные условия для эффективной генерации с низкими удельными расходами топлива, что расширяет их инвестиционные возможности.