Для реализации национальных целей развития, укрепления экономики, обеспечения технологической независимости страны и достижения лидерства необходимы значительные инвестиции. В том числе — в развитие электроэнергетики, обеспечивающей растущий спрос на электроэнергию промышленности и других отраслей. Планы строительства и обновления генерирующих мощностей и электросетевого хозяйства обозначены в Энергостратегии до 2050 года. Осталось определить наиболее эффективные меры для финансирования этих проектов. Где найти источники для инвестиций, помимо цены на электроэнергию и субсидий от государства, какие механизмы финансирования могут быть задействованы при реализации масштабных планов развития энергетики, обсудили в ходе ПМЭФ.

Впереди — план ГОЭЛРО-2

Петр КОНЮШЕНКО, заместитель министра энергетики Российской Федерации:

«Россия сегодня входит в четверку стран по объему электропотребления. В 2024 году оно составляло 1,2 трлн кВт•ч, а к 2050 году увеличится на 34% — до 1,6 трлн кВт•ч. При этом уже сегодня наблюдается неравномерный рост электропотребления по различным федеральным округам и регионам России. В том числе значительный рост на Дальнем Востоке, в Сибири, на Юге.

Для покрытия прогнозируемого роста потребления планируется увеличить установленную мощность всех электростанций с учетом вывода из эксплуатации и модернизации действующего оборудования с 270 ГВт в 2024 году до более 330 ГВт к 2050 году, или на 22 % относительно 2024 года.

Возрастет доля атомной генерации, ВЭС и СЭС. Доля гидрогенерации останется примерно на том же уровне.

Планируется проработать вопрос объединения энергосистем Востока и Сибири, усиления связей между ОЭС Сибири и ОЭС Урала и строительства энергомоста от Нововоронежской АЭС до Москвы.

Все это будет стоить значительных денежных средств. Сейчас затраты на обеспечение 1,6 трлн кВт•ч оцениваются в 53 трлн рублей. Две трети этих средств — на генерацию, одна треть — на электросетевое хозяйство.

Основные генерирующие мощности были построены до 1990 года, они постепенно будут выбывать, то есть необходимо их обновление.

У нас впереди очень большая работа, план ГОЭЛРО-2».

Узкие места «расшиты»

Михаил ИВАНОВ, заместитель министра промышленности и торговли Российской Федерации:

«За последние 10 лет спрос на энергетическое машиностроение вырос в три раза, а возможности производства — в четыре раза. В прошлом году объем производства энергетического машиностроения достиг почти 400 млрд рублей, увеличившись по сравнению с 2023 годом более чем на треть.

С учетом ожидаемого увеличения энергосистемы задача энергопрома — производство качественного оборудования в необходимых энергетикам объемах.

С запуском второй программы ДПМ было несколько проблемных моментов, связанных с отсутствием необходимых мощностей по мехобработке некоторых деталей турбинного оборудования, по литью.

 Но за прошедшие 2−3 года были реализованы соответствующие инвестпроекты и на сегодня узкие места «расшиты». Да, по некоторым объектам сроки реализации были сдвинуты вправо, но на сегодня графики сформированы, и есть уверенность в том, что таких срывов в будущем больше не будет.

Сформирован национальный проект технологического лидерства «Атомные и энергетические технологии». Непосредственно электроэнергетики касаются три федеральных проекта, связанные с развитием технологий систем накопления энергии, развитием газотурбиностроения, производством электротехники.

Сейчас мощности российских предприятий позволяют выпускать 18 видов газовых турбин в диапазоне от 2 до 180 МВт. Но задач и применений для них, конечно, гораздо больше. Поэтому по газотурбиностроению заложены мероприятия по расширению линейки выпускаемых турбин.

Разработаны матрицы потребностей в электротехнической продукции с учетом потребностей сетевых компаний, РусГидро, Росатома.

На сегодня мощности отечественного энергомаша позволяют покрывать существующие потребности энергетики. Но нужно правильно балансировать возможности машиностроения с тактом модернизации объектов электроэнергетики, увязывать с плановыми ремонтами, проектами модернизации, с новыми конкурсами. Такая работа ведется совместно с коллегами из Минэнерго.

Один из основных инструментов привлечения инвестиций в промышленности — это СПИК. На сегодня действует 87 специальных инвестиционных контрактов в 18 отраслях обрабатывающей промышленности.

Объем инвестиций, который в соответствии с условиями этих специнвестконтрактов должен быть привлечен, составляет 1,9 трлн рублей. На сегодня привлечено уже более 1 трлн рублей.

Возможность заключения СПИК есть и у Министерства энергетики. Более того, один такой контракт, связанный с модернизацией Приморской ГРЭС, заключен. СПИК позволяет обнулить федеральную ставку налога на прибыль, включить блок региональных мер поддержки и зафиксировать условия реализации проекта на весь срок, предусмотренный специнвестконтрактом.

Поэтому давайте внимательнее смотреть на те инструменты, которые уже есть».

Ресурсы регионов ограничены

Айсен НИКОЛАЕВ, глава Республики Саха (Якутия):

«Очевидно, что без участия государства реализовать крупные энергетические проекты крайне сложно. Это подтверждают и регионы, и энергокомпании. Необходимы налоговые стимулы, прямые инвестиции, участие институтов развития и справедливое тарифное регулирование.

В Якутии уже ведется строительство пяти крупных объектов общей мощностью 1,5 ГВт. На эти цели будет направлено 650 млрд рублей. Мы помогаем обеспечить те или иные инвестиционные режимы. Например, включение в ТОР Новоленской ТЭЦ поможет построить ее быстрее.

Вместе с тем, тарифный рост, который получает энергокомпания, недостаточен. И сегодня во многом недостаток роста тарифов перекладывается на региональный бюджет. Для Якутии это очень серьезная проблема. У нас в зоне децентрализованной энергетики существуют экономически обоснованные тарифы, по которым уже сегодня потребители платят 100–110 рублей за кВт•ч.

Но ресурсы регионов ограничены, особенно в условиях высокой ключевой ставки и растущих затрат. Сегодня энергетика сталкивается не только с технологическими, но и с социальными вызовами. Тарифная нагрузка на удаленных территориях становится критичной. Для многих это вопрос не расчетов, а качества жизни.

Считаю, что надо принять регуляторные меры по возвращению крупных потребителей в региональный котел. Или хотя бы недопущения ухода новых потребителей из котла в целом по стране. Но для этого нужно устанавливать для этих потребителей другие тарифы. Нужны регуляторные соглашения, которые четко будут прописывать ответственность всех сторон этого процесса.

64% территории Якутии — децентрализованная зона энергоснабжения, и здесь мы должны привлекать инвесторов в рамках энергосервисных контрактов, потому что тарифных источников хватать не будет.

Мы предложили разработать и утвердить на федеральном уровне комплекс мер поддержки, который будет предусматривать субсидирование процентной ставки, участие институтов развития. Направлять половину дальневосточной надбавки на решение вопросов локальной генерации.

В таких условиях особенно важно находить устойчивые механизмы, которые позволят сохранить доступность электроэнергии для людей и обеспечить развитие даже на самых удаленных территориях. Решения, принимаемые сегодня, во многом определят, насколько надежной и доступной будет энергетика завтрашнего дня».

Повысить привлекательность инвестиций

Александра ПАНИНА, председатель наблюдательного совета Ассоциации «Совет производителей энергии», член правления ПАО «Интер РАО»:

«Необходимость инвестиций в энергетику не вызывает сомнений. Энергетика занимает первое место в мире по объему прямых инвестиций по сравнению с другими отраслями мировой экономики.

Энергостратегия ставит цели и задачи на 25 лет вперед. Но это скорее продолжение уже начатого инвестиционного цикла. Масштабные стройки в нашей стране начались с 2010 года с первой программы ДПМ. То есть все эти 15 лет активно инвестировали и за это время построили 50 ГВт новых генерирующих мощностей абсолютно всех типов: ГЭС, АЭС, газовые, угольные, возобновляемые источники энергии. Установленная мощность энергосистемы уже увеличилась на 20%. Соответственно, согласно Энергостратегии за 25 лет мы должны построить 100−130 ГВт, потому что до 2050 года мощность энергосистемы планируется увеличить еще на 30%.

Установленная мощность всей генерации в мире — 10 тыс. ГВт. К 2050 году по базовому мировому прогнозу эта цифра утроится и достигнет 30 тысяч ГВт. К 2035 году Индия, Грузия, Турция намерены удвоить установленную мощность своих энергосистем. Казахстан, Узбекистан, Азербайджан планируют увеличить установленную мощность на 80%. Китай и США — в 1,5 раза.

То есть задачи по вводу 100−130 ГВт новой генерации в России вполне разумные и необходимые. Поэтому нас ждут масштабные стройки, которые требуют масштабного финансирования. Чтобы построить 100−130 ГВт к 2050 году, нужно 50−55 трлн рублей. Это большие средства, которые не так просто привлечь.

У нас же единственный инвестиционный механизм — это ДПМ, механизм гарантированного возврата инвестиций. Но чтобы привлечь настолько крупные инвестиции, его уже недостаточно. Нужно применять более широкий инструментарий.

В разных странах мира используется целая линейка таких инструментов. Например, государственные или целевые фонды для развития определенного типа генерации. Налоговые льготы на прибыль или имущество. Гарантии государства по корпоративным облигациям, выпущенным для привлечения средств на реализацию инвестпрограмм. Создание инвестиционных фондов для финансирования строительства объекта генерации, участники которого получают затем фиксированную цену на энергоресурсы на длительный период. Авансирование потребителями строящейся генерации, которое применяется в США, Индии и Китае.

У нас же генератор привлекает деньги, аккумулирует собственный акционерный капитал, использует банковские кредиты, вносит авансы и занимается строительством станции. А затем после ввода объекта на протяжении 15−20 лет получает возврат вложенных инвестиций. То есть инвестиционный цикл очень длинный.

Перенос денежных средств на первую стадию этапа строительства помог бы и генераторам, и потребителям. Для генераторов это облегчение привлечения денежных средств, ускорение денежного оборота. Для потребителей — снижение конечной цены. Если мы 30% денежных средств переместим в начало строительства, то цена по контракту может снизиться до 20%.

И тут не обойтись без изменения законодательства. Нужно думать над новым инвестиционным контрактом, который будет повышать привлекательность инвестиций и для потребителей, и для генераторов».

Нужен механизм take-or-pay

Алексей МОЛЬСКИЙ, член правления, заместитель генерального директора по инвестициям и капитальному строительству ПАО «Россети»:

«В прошлом году инвестиционная программа группы «Россети» составила 650 млрд рублей. В этом году она планируется в объеме более 700 млрд рублей.

Схема и программа развития электроэнергетики и Генсхема до 2042 года предполагают 1,4 трлн рублей дополнительных инвестиций только в развитие магистрального комплекса.

Вопрос, где брать средства? В генсхеме заложены новые объекты постоянного тока, магистральные сети, которые для обеспечения электроэнергией некоторых регионов становятся аналогами строительства генерации.

Одно из наших предложений — строить такие сети с использованием механизма привлечения денег, аналогичным ДПМ для генерации. То есть финансировать строительство таких объектов не через тарифные решения, по аналогии с ДПМ.

В сетевой комплекс уже инвестированы значительные средства. За последние 6−7 лет по актам технологического присоединения мы присоединили порядка 120 ГВт мощности. Но сегодня оплачивается и потребляется лишь 30% этой мощности. А если бы она оплачивалась полностью, то полученные средства можно было бы инвестировать в развитие.

Нужно повышать ответственность заявителей за мощность, которую они заказывают. Потребитель, подавая заявку, должен понимать, что он мощность будет брать, и он за нее должен платить.

Нужен механизм take-or-pay. Тогда инвестиционная нагрузка будет распределяться на большой круг заявителей, и это не так сильно скажется на росте тарифов».

Использование льгот

Михаил БОРЩЕВ, член комитета Совета Федерации Федерального Собрания РФ по экономической политике:

«Сегодня не имеет смысла строить ГЭС без комплексного развития территорий. Однако для реализации планов по строительству ГЭС необходимо развитие нормативной базы. Принципиальное значение имеет вопрос определения источников финансирования, в том числе строительство водохранилищ.

Реализация новых проектов ГЭС должна осуществляться с учетом оказания мер государственной поддержки. Поддерживаем и иные механизмы — налоговые вычеты, компенсация процентной ставки, расширение горизонта планирования до 15−20 лет. Использование льгот, преференциальных режимов для строительства генерирующих объектов может обеспечить экономию до 40% совокупных инвестиций».

Аппетит к кредитованию энергетики большой

Тимур ВЕРДИЕВ, управляющий директор, начальник управления электроэнергетики ПАО «Сбербанк»:

«Мы кредитовать энергетику любим. Несмотря на большую инвестиционную программу, отрасль в целом очень низко закредитована. При 30% доли во всех кредитах отрасли наш портфель всего порядка 1 трлн рублей. Это очень низкая цифра, поэтому аппетит у нас есть к кредитованию отрасли большой.

Но для каких-то проектов имеет смысл подумать о дополнительных мерах поддержки, которые помимо ДПМ помогли бы снизить профиль риска этого проекта и сделать его более привлекательным.

Инструменты для этого есть. В последние годы проекты в области энергетики стали наконец попадать в фабрику проектного финансирования.

Помимо этого, можно рассматривать инструменты поддержки проектов через налоговые льготы. Тем более такой опыт в целом в России есть, и он позитивный».

Требуются действенные методы

Эльдар МУСЛИМОВ, первый заместитель генерального директора, МКООО «ЭН+ ХОЛДИНГ»:

«Нужны действенные методы сдерживания роста цен на электроэнергию, чтобы не похоронить нашу промышленность. Возможно снижение налоговой нагрузки или меры, связанные с субсидированием машиностроительного комплекса. Чтобы продукция российского энергомашиностроения была конкурентоспособной по сравнению с китайской.

Повысить эффективность инвестирования в гидроэнергетику может позволить закрепление инвесторов за проектами заранее. Чтобы вложившись на первом этапе в предпроектные работы, инвесторы выходили с предложениями о том, какой проект реализовывать, в правительственную комиссию».

Мы все столкнемся с кассовым разрывом

Кирилл КОМАРОВ, первый заместитель генерального директора, директор блока по развитию и международному бизнесу «Росатом»:

«При том что по капитальным затратам атомные проекты очень капиталоемкие, с точки зрения КУИМ (Коэффициент использования установленной мощности) они одни из самых эффективных видов генерации в мире.

Нам предстоит вырасти на 5% в энергобалансе страны. Мы должны построить больше атомных мощностей, чем у нас есть сегодня. Это 38 блоков различной мощности. Эта задача требует больших инвестиций. Из общего объема 50−55 трлн рублей нам потребуется около 17 трлн рублей.

Несмотря на механизм ДПМ, мы все столкнемся с кассовым разрывом. Столкнемся с тем, что денег в банках, даже при небольшой закредитованности энергосектора и поступлениях от текущей деятельности, не будет хватать для реализации программы.

Придется вырабатывать критерии — какого типа энергопроекты в стране имеют право на господдержку.

Таких государственных методик нет. И надо научиться корректно считать. Каковы мультипликативные эффекты, как их грамотно рассчитать, какова максимальная локализация энергетического оборудования, какой она дает результат? Как просчитать цепочки: машиностроение, металлургия, энергетика, добыча?

В атомной энергетике каждый вложенный в сооружение АЭС рубль дает примерно 3 рубля ВВП страны. У нас самый высокий уровень национального контента из всех энергомощностей.

В будущем электроэнергии потребуется много. Как и инвестиций на создание энергомощностей. Поэтому нужно вырабатывать новые механизмы в дополнение к тем, что уже есть».