Риски внутри

Фото: пресс-служба НВАЭС

Выработка электроэнергии в России по итогам 2022 года достигнет примерно 1,160 трлн кВт·ч (в 2021 году она, по данным Росстата, составила 1,157 трлн кВт·ч), однако уже в следующем 2023 году она может снизиться на 2% в оптимистичном сценарии и на 4–5% – при заметном ухудшении ситуации в экономике. Очень многое будет зависеть от ситуации в крупнейших секторах-потребителях, прежде всего в нефтедобыче и металлургии.

Потребление с символическим плюсом

В марте–апреле, после начала СВО и ужесточения западных санкций, многие эксперты ожидали, что спрос на электроэнергию в 2022 году упадет на 4–5% г/г. Российская экономика, однако, оказалась более устойчивой к внешним шокам. В результате динамика электропотребления в этом году останется в символическом плюсе, достигнув 1,14 трлн кВт·ч. Конечно, сохранение спроса на электроэнергию на уровнях прошлого года связано с высокой базой первых месяцев 2022 года, но и во втором полугодии потребление электроэнергии продолжало расти, в основном за счет машиностроительных и сервисных регионов. Так, в сентябре 2022 года спрос на Юге вырос на 6,5% г/г, в регионе Средней Волги – на 7% г/г, при этом в ОЭС Урала и Центральной России электропотребление снижалось. В целом по России электропотребление стагнирует (+0,4% г/г в сентябре 2022 года).

Экспорт упадет на 30%

По итогам года мы увидим сокращение экспортных поставок электроэнергии на треть, общий объем составит 15–16 млрд кВт·ч. Основная причина – остановка поставок электроэнергии в Финляндию из-за неоплаты финской стороной ранее поставленной электроэнергии. Финляндия долгое время оставалась крупнейшим импортером нашей электроэнергии (5–11 млрд кВт·ч в год), на нее приходилось 30–40% всего годового электроэнергетического экспорта РФ, который составлял в последние годы 17–23 млрд кВт·ч (кроме рекордно низкого 2020 года, когда экспорт составил 12 млрд кВт·ч). Прекратились перетоки и в направлении стран Балтии.

На сегодняшний день значительные объемы российской электроэнергии импортируют Казахстан (2 млрд кВт·ч в этом году) и Монголия (1 млрд кВт·ч). Но крупнейшим покупателем является Китай, который в текущем году приобретет около 5 млрд кВт·ч. Ранее КНР закупала около 3,1–3,3 млрд кВт·ч, рост закупок начался с октября–ноября 2021 года, когда в китайской энергосистеме возник дефицит электроэнергии. Поставляемые сейчас в КНР 4–5 млрд кВт·ч – это технический предел наших поставок в Китай. Для дальнейшего увеличения экспорта надо серьезно расширять сетевую инфраструктуру, которая позволила бы наращивать поставки со станций Сибири и Дальнего Востока.

Денег много, но мало

Ситуация с платежами на российском оптовом и розничных рынках остается стабильной. Собираемость платежей на ОРЭМ в сентябре 2022 года достигла 100%, на розничном рынке – 98%. В 2022 году финансовые показатели генерирующих компаний будут поддержаны высокими ценами на РСВ (из-за низкой водности рек в Сибири), электросетевых организаций – сверхплановой индексацией тарифа и стабильным спросом на электроэнергию.

Говорить о конкретных финансовых параметрах сложно, так как после начала СВО ряд компаний (например, "Россети") прекратили публиковать отчетность и какие-либо прогнозы по своей операционной и финансовой деятельности. Однако остальные компании продолжают публиковать свои результаты. В целом можно наблюдать продолжающийся рост выручки, который связан либо с увеличением тарифов (если мы говорим об электросетевых организациях), либо с повышением средних цен на оптовом рынке (в случае генерации). Выручка в среднем по генерации может вырасти на 4–5%, но вот прибыль и EBITDA снизится на 15–20%. Это вызвано существенным ростом расходов, прежде всего на проценты за кредиты и на закупку оборудования. Дополнительный удар по прибыли генерирующих компаний будет нанесен в декабре, поскольку регулируемые цены на природный газ будут проиндексированы на 8,5%.

Вообще в течение года электроэнергетические предприятия чувствовали себя хуже, чем в прошлом году, так как выросли затраты на ремонты и закупку оборудования и комплектующих.

С технологиями все неплохо

Один из наиболее важных вопросов, который до сих пор не до конца решен, – это обслуживание газовых турбин импортного производства (Siemens, General Electric и Alstom). На такие турбины в России приходится около 20 ГВт, или порядка 8% установленной мощности энергосистемы, значительная часть этих мощностей сконцентрирована в крупных регионах. В Москве и Санкт-Петербурге концентрация выше, и это, конечно, серьезный риск, так как западные производители из России ушли.

Вероятно, есть некие договоренности с иностранными компаниями. Так, Siemens продала "Интер РАО" свою долю в российских энергомашиностроительных активах. Но остается вопрос: на каких условиях была осуществлена сделка и смогут ли теперь "Современные технологии газовых турбин" (бывшая "Сименс технологии газовых турбин", крупнейший производитель газовых турбин в России) продолжать обслуживание оборудования? Все-таки зависимость от импорта в этом секторе была достаточно высокой – около 40% комплектующих поступало из-за рубежа.

Хочу подчеркнуть, что речь идет не столько о новых турбинах, сколько об уже введенных мощностях. Мы видим, что этот вопрос вызывает обеспокоенность Минэнерго, которое уже было вынуждено ввести так называемый режим экономии ресурса. То есть часть турбин выводятся в резерв, их берегут (хотя и потребители, и производители заинтересованы в том, чтобы эти турбины продолжали работать). Если ситуация в ближайшее время не разрешится, это будет означать дополнительную нагрузку на потребителей: надо будет либо думать о создании новых мощностей, либо экономить энергию.

Но следует учитывать, что это проблема "здесь и сейчас", она не является критической и вполне решаема на горизонте нескольких лет. У нас уже есть собственные проекты. Первый из них – "ОДК-Сатурн" по производству турбины ГТЭД-110М, серийное производство которой должно быть начато в 2024 году. Еще один проект – у "Силовых машин", которые в этом году начали сборку сразу 6 турбин ГТЭ-65/ГТЭ-170. Кроме того, уже проводились переговоры о возможности приобретения газовых турбин большой мощности у Ирана. Тегеран уже заявлял, что готов рассмотреть возможность поставки до 40 таких турбин.

В других секторах электроэнергетики ситуация лучше. Так, основные элементы оборудования для атомных электростанций производятся "Росатомом", который не зависит от западных поставщиков. Здесь определенные сложности есть только в части программного обеспечения, но уже в течение четырех-пяти лет ситуация может измениться – доля отечественного ПО, используемого и при проектировке, и при управлении работой АЭС, серьезно вырастет.

Также у нас традиционно хорошая ситуация в производстве оборудования для гидроэнергетики – "Силовые машины" вполне справляются с производством гидроагрегатов, их модернизацией и ремонтом. При этом в России имеются и заводы для производства гидротурбин для небольших электростанций. С электросетевым оборудованием также все в порядке: для обеспечения текущих нужд Россия производит все необходимое.

А вот с производством оборудования для ВИЭ есть определенные сложности, так как здесь изначально была сделана ставка на привлечение западных партнеров и технологий. Часть из них начали уходить из России еще до начала СВО. Однако роль ВИЭ в российской энергетике совсем невелика – предполагалось, что к 2035 году доля возобновляемой энергетики в установленной мощности достигнет лишь 5%. Так что мы не зависим от ситуации в этом секторе. Кстати, согласно условиям ДПМ-ВИЭ, участники рынка могут отказаться от принятых на себя обязательств по строительству новых мощностей без каких-либо существенных санкций в свой адрес.

Полагаю, развитие возобновляемой энергетики в России сейчас может притормозиться. Причем не только из-за того, что западные вендоры ушли, а производителям из РФ и дружественных стран потребуется время, чтобы наладить производство. Дело в том, что в текущем году ситуация очень резко изменилась, вопросы декарбонизации, сокращения природного следа отошли на второй план. Так что интерес к развитию ВИЭ, к покупке именно "зеленой" энергии сейчас значительно ниже.

Проблемы не снаружи, а внутри

Важные для российской электроэнергетики вопросы связаны не только с доступностью технологий, но и с действующей системой регулирования отрасли.

Во-первых, это конкуренция в секторе. В электроэнергетике растет уровень монополизации, сделана ставка на сверхконцентрацию. С одной стороны, это повышает управляемость (что в текущих условиях тоже очень важно), но с другой – мы можем очень существенно потерять в эффективности. Наиболее яркий пример – повышение нормативов по необходимой установленной трансформаторной мощности, протяженности ЛЭП для сетевых организаций.

Это приводит к тому, что из сектора вытесняются небольшие территориальные сетевые организации (ТСО), и в итоге во многих регионах останутся всего один-два оператора электросетей. На первый взгляд, это может показаться хорошей идеей, но следует учитывать, что малые ТСО уже имели свою рыночную нишу, в которой они успешно работали. В том числе обслуживая сельскую местность с низкой плотностью населения. И делали это качественно с точки зрения показателей надежности энергоснабжения, а часто – намного дешевле, чем стоят услуги крупных электросетевых организаций. К чему приведет ужесточение регулирования? К вытеснению малых ТСО с рынка, сокращению рабочих мест и снижению качества обслуживания. Не очень понятно, зачем это вообще делается. Ведь структура отрасли уже была понятной и выверенной.

Аналогичные процессы происходят и в генерации. Уходят западные компании, которые были независимыми игроками, их доли будут, вероятно, куплены крупными российскими холдингами. Концентрация в генерирующем секторе тоже будет расти. Это не очень хорошо для потребителей, так как сейчас мы сталкиваемся с проблемой роста тарифных нагрузок и цен на оптовом рынке.

На мой взгляд, нужна внятная политика по обеспечению конкуренции, нужна децентрализация. Сейчас же, напротив, тренд – на большую концентрацию, например при разработке программ развития электроэнергетики на федеральном и региональном уровнях. В результате мы можем столкнуться с ситуацией, когда замену трансформатора на подстанции в удаленном селе в Сибири нужно будет согласовывать с системным оператором и Минэнерго в Москве.

Такой подход очень серьезно повышает транзакционные издержки компаний, которым придется много раз согласовывать свои инвестиционные программы и обязательно их реализовывать. При этом в вертикаль принятия решений попадают и местные власти. А ведь электроэнергетика – распределенная отрасль, и очень часто ей требуются решения на уровне региона.

Конечно, нужны и четкие критерии оценки эффективности работы генерирующих и сетевых компаний. Мы долгое время используем подход "постоянной" индексации цен и тарифов без оглядки на повышение эффективности работы компаний. А ведь рост эффективности, в том числе за счет конкуренции, как раз мог бы снизить нагрузку на потребителей.