Андрей МАКСИМОВ, директор департамента развития электроэнергетики Минэнерго России:
«Сегодня средний возраст тепловой генерации — свыше 39 лет, при этом 37% этой генерации старше 45 лет.
Низкие цены на электроэнергию, которые оставались гордостью российской энергетики, — это база советского времени, когда за построенную генерацию не надо было возвращать кредиты. Плюс достаточно низкие тарифы на газ, который уже не будет таким дешевым.
При тех ценах на оборудование, по которым наши машиностроители его поставляют генераторам, тепловые электростанции проигрывают в ценовой борьбе атомным электростанциям. Еще два–три года назад этого нельзя было представить. Только за два последних года оборудование для теплогенерации, которое производится в стране с 1960-х годов, подорожало на 63%. А срывы сроков поставки оборудования составляют от полутора до двух лет. И это даже не газовые турбины, которые пока в единичном экземпляре производятся в России.
Отмечу, что наши генераторы приобретают это оборудование у трех производителей, которые есть в Российской Федерации. И любые потребители, которые будут строить собственную генерацию, будут приобретать это оборудование там же.
При нынешней ключевой ставке в 2042 году 47% платежей потребителей по проектам КОМ НГО и КОММод будут доставаться банкам и уходить на налоги.
«Только за два последних года оборудование для теплогенерации, которое производится в стране с 1960-х годов, подорожало на 63% . А срывы сроков поставки оборудования составляют от полутора до двух лет. И это даже не газовые турбины, которые пока в единичном экземпляре производятся в России».
Но проекты энергетики отличаются от остальных тем, что мы не можем не строить вне зависимости от стоимости заемного финансирования. Потому что отложенная реализация проектов в энергетике — это дефициты электроэнергии и отключения для потребителей.
При этом дефицит нарастает, а текущие темпы строительства составляют от четырех, а по факту, от 6 до 9 лет. То есть все, что заложено в прошлом году, в лучшем случае будет реализовано к 2027−2028 году. А оборудование надо приобретать уже сейчас, когда цены на него значительно выросли.
Я не очень понимаю смысл прозвучавшего сегодня предложения — давайте строить не на заемные деньги, а сначала соберем их с потребителей. Вы предлагаете забрать деньги у потребителей сейчас, а станции построить через 5 лет. А что с этими деньгами будет, как они покрутятся и куда они уйдут, и если какие-то проекты не будут построены?
Мы будем предлагать правительству набор экономических и технических решений. В частности, расширение возможностей финансирования за счет фабрик проектного финансирования, что позволяет занимать средства на более щадящих условиях. Энергетика должна входить в перечень приоритетных проектов, которые надо кредитовать «длинными» деньгами и по менее жесткой ключевой ставке, чем у коммерческих банков. Второе направление — это снижение налогового бремени при реинвестировании этих средств в новые проекты.
Технические решения мы предлагаем внедрять как на уровне нормативных документов в актах правительства, так и как контроль за стройками и ценообразованием, типизацию проектов».
Владимир ТУПИКИН, председатель Наблюдательного совета Ассоциации «Сообщество потребителей энергии»:
«Если мы говорим об электроэнергетике, то давайте посмотрим, что является фактором лишнего веса в разработанной Генсхеме-2042.
Сегодня в энергетике необходима не просто модернизация, а замена части устаревших фондов, запущенных еще в 70−60-е годы прошлого столетия. И сумма измеряется триллионами.
Чтобы модернизировать часть выбывающей энергетики и обеспечить растущий спрос, нужно до 2042 года строить по 4 ГВт новой генерации в год. А для этого требуется порядка 40 трлн рублей.
Но до 60% денег, которые будут вложены в отрасль по модели ДПМ, будут связаны не с металлом, турбинами, корпусами станций, схемой выдачи мощности, линиями электропередачи. Они будут связаны с погашением банковских процентов и обслуживанием долга. Этого допустить нельзя.
Перекрестное субсидирование как было, так остается и является тем самым лишним весом не только электроэнергетики, но и всей промышленности.
Мы предлагаем заменить ДПМ на проектное финансирование.
«Скорее всего, ввод 4,5 ГВт ежегодно до 2042 года, который предусмотрен показателями Генсхемы, не будет обеспечен необходимым потоком турбин от российских машиностроителей.
Соответственно, часть требований по локализации в ближайшее время нужно снять для организации поставок из дружественных стран. Кроме того, это создаст ценовые ориентиры для отечественной энергетики».
Ставка заемных средств должна быть 4,9%. Здоровая экономика занимать деньги под 30% не может. Нет такого продукта, который может возместить такую ставку.
Промышленные предприятия должны свободно строить собственную генерацию.
Конечно, хотелось бы иметь механизмы поддержки государства.
Считаем, что можно расширять инвестиционные механизмы, например, за счет прямых инвестиционных договоров. Отличным полигоном для этого могут стать проекты возобновляемой энергетики на Дальнем Востоке.
Скорее всего, ввод 4,5 ГВт ежегодно до 2042 года, который предусмотрен показателями Генсхемы, не будет обеспечен необходимым потоком турбин от российских машиностроителей.
Соответственно, часть требований по локализации в ближайшее время нужно снять для организации поставок из дружественных стран. Кроме того, это создаст ценовые ориентиры для отечественной энергетики».
Алексей ЖИХАРЕВ, директор Ассоциации развития возобновляемой энергетики:
«Ставки финансирования — серьезный вызов не только для энергетики, но и для всей экономики. При таком дорогом кредитовании важно делать акцент на быстрых решениях. А солнечная и ветровая генерация — реализуются за один-два года. И это их существенное преимущество с точки зрения и формирования кредитной нагрузки.
Тогда как реализовывать проект 6-8 лет и платить по текущим ставкам за обслуживание кредита — гораздо более обременительно для финансовых показателей компании.
«Ставки финансирования — серьезный вызов не только для энергетики, но и для всей экономики. При таком дорогом кредитовании важно делать акцент на быстрых решениях».
Сейчас в проекте энергостратегии прописано, что одна из первоочередных мер по совершенствованию инструментов привлечения инвестиций в электроэнергетику — это проведение технологически нейтральных отборов в проекте строительства и генерации с целью повышения конкуренции.
Это направление должно максимально быстро начать реализовываться. Потому что на фоне высоких ставок это возможности для потребителей: привлечение в отборы большего количества экономических агентов, более простой доступ к ним, расширение спектра технических решений. И если мы говорим про электроэнергию, то в КОМ НГО (Конкурентный отбор мощности новых генерирующих объектов) рассматривать не только классическую генерацию, но и солнечную, ветровую и системы накопления энергии.
Нужно принимать инвестиционные решения, которые дадут максимальный эффект».
Сергей САСИМ, директор Центра исследований в электроэнергетике Института экономики и регулирования инфраструктурных отраслей НИУ ВШЭ:
«Для того чтобы инвестиционный процесс был эффективным, должны соблюдаться определенные условия. Необходимо наличие системы ценовых сигналов, которая бы создавала комфортный ценовой потолок для окупаемости проектов. Должна быть высокая конкуренция между инвесторами за возможность удовлетворить возросший спрос, доступ к наилучшим технологическим решениям, наличие эффективного рынка заемного финансирования. Практически все из этих условий в электроэнергетике сегодня не соблюдаются. То есть существующая модель рынка не позволяет транслировать дефицит мощности в цену.
Сокращается количество участников рынка, новых не появляется, параметры конкуренции ухудшаются. В части наилучших технологий — те, кто остался и работает, пока не заместили тех, кто ушел.
Стоимость заемного финансирования настолько высока, а альтернативное применение средств так привлекательно, что говорить об окупаемых инвестиционных проектах смешно.
За последние 10 лет наблюдается снижение инвестиций в электросетевом хозяйстве на 30% и в генерации — в 2 раза.
К этой ситуации мы пришли на основании осознанной государственной политики, которая проводила специальный комплекс мер, направленный на сдерживание цен. Это нивелировало механизмы либерализации оптового рынка, которые повышали финансовую устойчивость электроэнергетических компаний.
А ключевая ставка в 21% делает любые инвестиции неэффективными с точки зрения корпоративной логики акционерных обществ.
К новому инвестиционному циклу энергетика подошла с набором системных рисков.
Запланированные инвестпроекты на 40 трлн рублей предполагают двукратный рост оптовой цены. Причем это оптимистические прогнозы. И эта цена будет транслироваться в розницу, а розничная генерация живет по другим законам и логика окупаемости проектов там другая. Чем выше цена трансляции с оптового рынка, тем больше окупаемых проектов на розничной генерации будет появляться.
Главный риск такого роста цен в том, что ЕЭС может утратить ценовое преимущество над розничной генерацией. Это приведет к усилению неконтролируемой децентрализации энергосистемы и необходимости пересмотра параметров, которые сейчас заложены в Генсхему и в СиПР.
В итоге если планируемые темпы роста экономики сохранятся или будут превышены, то есть вероятность возникновения локальных дефицитов. А единственным его решением является строительство новой крупной генерации.
Прогнозируемые на сегодня локальные дефициты на 90% закрываются строительством генерации. А мы видим, что за последние 5 лет спрос на пиковую мощность опережает спрос на электропотребление.
Поэтому хотелось бы усилить раздел про экономическую оценку в рамках программных документов планирования.
Важно развивать розничную генерацию, снимать барьеры для развития когенерации и создавать когенерационные пиковые мощности, модернизировать тепловые пункты с переводом их в когенерационный режим работы, чтобы снять нагрузку с оптового рынка».
Алексей ГУБЕР, начальник управления развития конкурентного ценообразования Ассоциации «НП Совет рынка»:
«Технологически нейтральные отборы на горизонте 10−15 лет дадут возможность построить атомную станцию и гидрогенерацию. И никто не мешает в этом отборе участвовать остальным видам генерации, включая ВИЭ с накопителями. Они могли бы покрывать заранее ожидаемые снижения
резервов.
Можно на часть видимого резерва заключать договоры, оценивать перспективы и начинать новые стройки. А ближе к вводам проводить классический КОМ НГО на 5–6 лет. Он больше подходит для тепловой генерации, но можно и ВИЭ. И уже за 1–2 года возможный дефицит закрывать самой быстро возводимой генерацией».
Николай БЕЛЯЕВ, начальник отдела генерации и прогнозирования спроса на электрическую энергию и мощность НТЦ ЕЭС (дочернее АО «Системного оператора Единой энергетической системы»), руководитель проекта Генсхемы:
«Среднегодовой темп прироста электропотребления на период до 2042 года составляет 1,3%. Такие темпы были заложены в предыдущей Генсхеме до 2035 года, и мы их уже опередили.
Отчасти это связано со структурными изменениями в нашей экономике, которые произошли за последние два года. Но такие высокие темпы роста энергопотребления — временный тренд, который будет исчерпан в среднесрочной перспективе и сменится умеренным развитием.
Примерно половина замечаний, которые мы получили на этапе общественного обсуждения Генсхемы, касались технико-экономических показателей: ключевой ставки, обеспеченности оборудованием, цен на газ.
Но Генсхема — это стратегический документ. И технико-экономические показатели заложены исходя из долгосрочной стратегии развития нашей экономики. А значит, ключевая ставка будет возвращаться к нормальным значениям, вопрос только на каком горизонте.
В структуре установленной мощности тепловая генерация у нас в основном заменяется, модернизируется, оставаясь примерно в тех же абсолютных значениях. Весь прогнозный прирост покрывается за счет атомной и гидрогенерации. Но и ВИЭ обоснованно участвуют в балансах электроэнергии там, где соответствующие условия являются определяющими.
Атомная энергетика — основополагающее решение Сибири, на Дальний Восток, где дефицит базовой генерации.
Предполагается развитие гидроэнергетики, гидроаккумулирующих станций — это эффективный источник пиковой генерации в районах, где возникают локальные дефициты.
Планируется развитие электрических сетей, в том числе передачи постоянного тока.
В части оценки экономических последствий прогнозируется дефицит выручки. Требуется дополнительный рост одноставочной цены примерно на 2% в год».
Сергей РЕМИЗОВ, генеральный директор ООО «ОСК-Энерго»:
«По расчетам наших экономистов, снижение затрат на энергоресурсы на 1% влечет за собой увеличение прибыли на 3%. И мы стараемся снизить затраты на электроэнергию в структуре себестоимости.
Принцип «бери или плати», который активно лоббирует Министерство энергетики совместно с монополистом, означает, что как новый потребитель должны будем оплачивать величину максимальной мощности.
Мы пытаемся сгладить пики нашего потребления, участвовать в управлении спросом, переносить производство на ночное время. Но если этот принцип будет внедрен, все наши усилия просто будут напрасны. И регулятор получит обратный эффект. Нам хотелось бы понимать, как мы сможем использовать собственную генерацию, если мы ее построим, для собственных нужд.
«Генсхема должна раскрывать возможности подключения к сетям в любой точке и выбрать путь инвестирования и планирования крупных объектов проектирования. Мы хотим получать возможность оценки этих вариантов».
Генсхема должна раскрывать возможности подключения к сетям в любой точке и выбрать путь инвестирования и планирования крупных объектов проектирования. Мы хотим получать возможность оценки этих вариантов».
Михаил БУЛЫГИН, директор по работе на рынке электроэнергии ООО «Газпром энергохолдинг»:
«У нас самая низкая доля затрат на электроэнергию для промышленности. И она будет низкой, даже если мы поднимем цены в два раза.
Да, может быть, распределенная генерация эффективна, но у меня всегда возникает вопрос. Были объявлены конкурсы. Почему мы ни одну крупную компанию-потребителя, владеющую генерацией, не увидели ни на одном конкурсе, если там такие привлекательные условия? Ни одной финансово-промышленной группы, банка, ни Роснефти, имеющей большой объем своей генерации.
Значит, где-то система дает сбой. Или доходность проектов в основном в бизнесе у этих компаний намного выше, чем в электроэнергетике.
Нам нужно договориться о норме доходности. Она не может быть ниже ДПМ, это ниже, чем во всех остальных отраслях, которые потребляют электроэнергию.
Проекты с доходностью 14% — уже на грани рентабельности. И это экономические реалии, в которых приходится жить генераторам. При текущих ставках почти 90% денег уходит банку. И к моменту, когда мы только вводим объект, мы уже должны 150% от того, что инвестируем. Это огромная кредитная нагрузка. И выплаты с момента строительства для ее снижения отчасти могли бы быть спасением.
Мы должны 88 ГВт построить, но если не будет данных механизмов и поддержки, эти мощности могут остаться только на бумаге, а мы столкнемся с проблемой надежности энергосистемы.
«Нам нужно договориться о норме доходности. Она не может быть ниже ДПМ, это ниже, чем во всех остальных отраслях, которые потребляют электроэнергию».
Еще одна проблема — ответственность генераторов и машиностроителей при срыве проектов несоразмерна. Даже если проекты строительства генерации буксуют из-за задерживающихся поставок оборудования. Так, доля поставщика оборудования (~10% от стоимости проекта) в консолидированной ответственности составляет лишь 2,3%.
При этом возможностей у производителей оборудования не хватает. А задержки поставок «Силовых машин», например, приводят к сдвигу проектов на 18−20 месяцев. Мы, в том числе из-за проблем с оборудованием, отказались от нескольких проектов.
То же самое касается газовых турбин. Мы понимаем, что с учетом уже отобранных проектов возможности производителей оборудования очень ограничены».
* В нашей группе ВК можно посмотреть видеозапись с мероприятия.
WhatsApp
ВКонтакте
.svg)
