Свои не бросаем
Российские электроэнергетические компании не планируют в 2023 году отказываться от своих новых проектов
Российский электроэнергетический сектор в 2022 году показал неплохие результаты, сохранив позитивную динамику в выработке и потреблении электроэнергии. Снизился лишь экспорт, что было обусловлено прекращением поставок в Финляндию и страны Балтии в середине года. Однако в целом отрасль развивается, большинство инвесторов продолжают реализацию проектов в России, а для экспортных поставок открываются новые возможности.
Лучше ожиданий
При всех сложностях 2022 год для российской электроэнергетической отрасли оказался неплохим. Во-первых, вопреки опасениям, не были заморожены большинство новых проектов – как в области генерации, так и в сетевом хозяйстве. Например, "Росатом" продолжает строительство Ленинградской АЭС-2 и Курской АЭС-2, реактора на быстрых нейтронах БРЕСТ-ОД-300 в Томске. Конечно, в сложном положении оказался сегмент ВИЭ, сильно зависевший от иностранного оборудования и столкнувшийся с проблемами из-за ухода зарубежных поставщиков. Непростой остается и ситуация на рынке газовых турбин, однако запуск "Силовыми машинами" производства турбины ГТЭ-170 и разработки ОДК позволят сохранить реализуемые в рамках КОММод проекты по модернизации газовой генерации.
Еще одним позитивным итогом года можно назвать высокую платежную дисциплину, что особенно важно для отрасли в текущей экономической ситуации. На оптовом рынке собираемость платежей в 2022 году составила около 99%, на розничном – больше 100% (включая погашение долгов предыдущих лет. – Ред.). Мы видим, что платежная дисциплина улучшается на Северном Кавказе, где ситуация с собираемостью долгое время была очень непростой.
Таким образом, кризисный сценарий, при котором инвестиционная активность резко снижается, а неплатежи, напротив, растут, в 2022 году не реализовался.
Потребление электроэнергии по ЕЭС (без учета изолированных энергорайонов) выросло на 1,5% год к году, до 1,11 трлн кВт·ч. Наиболее заметно увеличение в Сибири (+3,4% г/г) и на Дальнем Востоке (+3,8%, что было обусловлено запуском новых производств и ростом потребления на железной дороге), а также на юге страны (+2,6%). Общая выработка из-за сокращения экспорта выросла лишь на 0,6%, до 1,12 трлн кВт·ч. В 2022 году Россия поставила за рубеж 16,5-16,6 млрд кВт·ч (на 6,4 млрд кВт·ч меньше показателей 2021 года). Как уже отмечалось, такое снижение связано с прекращением поставок в Финляндию и страны Балтии. Однако результат 2022 года все же больше итогов 2020 года, когда экспорт составил лишь 12,1 млрд кВт·ч.
Электроэнергетическому сектору удалось сохранить хорошие показатели, и пока сложная экономическая ситуация обернулась для отрасли меньшими потерями, чем кризисы 2008 и 2014 годов.
Прогнозы и перспективы
В наступившем году мы не ожидаем резкого снижения спроса на электроэнергию. Как показал 2022 год, российская экономика хорошо адаптируется к новым непростым условиям, сохраняя высокий уровень гибкости. Вместе с тем в 2023 году наиболее вероятен сценарий стагнации или небольшого (на 0,5–1% г/г) сокращения спроса. Многое будет зависеть от того, как будет развиваться ситуация в нефтяной отрасли, произойдет ли существенное сокращение добычи.
Выработка электроэнергии может оказаться немного меньше результатов прошлого года из-за эффекта высокой базы первого полугодия 2022 года. Сокращение генерации в наступившем году может составить 0,6–1,2% г/г.
Экспорт продолжит снижаться. Согласно прогнозу системного оператора, в 2023 году он составит 12,9 млрд кВт·ч. Чтобы восстановить объемы поставок за рубеж, России предстоит многое сделать в плане развития новых экспортных направлений. В первую очередь это касается увеличения поставок в Китай и Монголию, где имеется спрос на электроэнергию, – мы могли бы кратно увеличить экспорт в данные страны. Но для этого нужно как минимум расширить сетевую инфраструктуру.
С октября 2021 года поставки в Китай осуществляются практически на максимуме возможного (около 4 млрд кВт·ч в год). Однако уже сейчас Россия могла бы экспортировать с Дальнего Востока совокупно в КНР и Монголию дополнительно 2–3 млрд кВт·ч – проблема в сетевых ограничениях. И нужно по меньшей мере полтора-два года на их "расшивку" (с учетом необходимых на межправительственном уровне согласований и строительства ЛЭП). При этом инвестиции потребуются сравнительно небольшие, речь может идти о нескольких десятках миллионов долларов.
Если же говорить о кардинальном увеличении экспорта электроэнергии в Монголию и Китай, то здесь помимо существенного расширения сетевой инфраструктуры нужно будет построить и новые электростанции. Для этого потребуются уже миллиарды долларов, а сроки реализации составят минимум 4–5 лет.
Правда, есть два проекта, которые можно реализовать относительно быстро и недорого.
Первый из них – синхронизация энергосистем России, Азербайджана и Ирана (так называемый энергомост "Север–Юг"). И в Азербайджане, и, главное, на севере Ирана есть достаточно высокий сезонный спрос на электроэнергию. При этом Россию и Азербайджан еще с советских времен связывает развитая сетевая инфраструктура. В случае с Ираном, конечно, потребуется сетевое строительство, однако оно окупится за счет выхода на новый большой рынок и синергии нагрузок (сейчас у энергосистем разные часы максимума нагрузок, но их синхронизация позволит управлять нагрузкой более эффективно, снижать резервы без ущерба для надежности обеспечения потребителей).
Второй проект – увеличение экспорта в Центральную Азию. Экономики Казахстана и Узбекистана быстро растут, и им требуется больше электроэнергии. Прошлогодний блэкаут в январе 2022 года наглядно продемонстрировал необходимость увеличения предложения электроэнергии. Россия может экспортировать в эти страны электроэнергию из Поволжья и с Урала, такие поставки будут иметь серьезный и долгосрочный эффект. Но и здесь возникает необходимость расширения сетевой инфраструктуры. Причем мяч в данном случае на стороне Казахстана. У России свободные мощности для экспорта есть, а вот мощности казахстанских сетей для транзита российского электричества на юг страны и далее в Узбекистан может не хватить.
Риски и бонусы наступившего года
Одним из серьезных рисков для отрасли может стать ужесточение и упрощение регулирования. Например, уже в части принятых решений о минимальных требованиях к электросетевым организациям, что создает условия для монополизации рынков подключения к сетям. При этом регулятор ориентируется на количественные показатели, без оценки эффективности и качества управления активами, что может привести к уходу с рынка небольших, но эффективных участников.
При этом уже сейчас мы видим, что в некоторых региональных энергосистемах (наиболее яркий пример – ЭС Дагестана, ЭС Ставропольского края) при росте спроса крупные игроки плохо справляются с увеличением нагрузок, что приводит к массовым отключениям потребителей. Подобная ситуация может стать серьезным вызовом и для других регионов.
Серьезным краткосрочным риском для электроэнергетики в 2023 году остается возможное сокращение спроса в нефтегазовой отрасли, а также потенциальное усиление санкций. Если санкционное давление будет нарастать, может снизиться электропотребление и со стороны металлургии и ряда смежных отраслей. Но даже в этом "кризисном" сценарии спрос вряд ли снизится более чем на 3% г/г. В целом мы сохраняем умеренный оптимизм в отношении наступившего года.
Очевидный позитив, которого следует ожидать в 2023 году, – испытание первых газовых турбин отечественного производства. "Силовые машины" уже объявили об изготовлении пилотного образца турбины ГТЭ-170. И если они запустят его в серию и начнут поставки потребителю (а к ним еще подтянется ОДК), риски реализации новых проектов российскими генерирующими компаниями серьезно снизятся. Проясняется ситуация и с обслуживанием турбин иностранного производства. Пакет акций ушедшей из России Siemens в компании "Современные технологии газовых турбин" (СТГТ) перешел к "Интер РАО", и СТГТ уже заявила, что будет концентрироваться в первую очередь на сервисном обслуживании турбин в РФ.
Нерешенные проблемы
Ключевая проблема, существующая уже не первый год, связана с тем, что потребители электроэнергии вынуждены оплачивать строительство мощностей, которыми они потом фактически не пользуются. Схематично это выглядит следующим образом: Минэнерго и системный оператор в рамках планирования определяют нужные проекты, которые затем реализуются генерирующими компаниями. Но планирование основано на прогнозах спроса. Часто оказывается, что за те несколько лет, когда строились генерирующие мощности, спрос изменился, и объекты остаются невостребованными.
Но генерирующая компания строит объект не на свой страх и риск, а в рамках договора о предоставлении мощности. В конце 2000-х годов механизм ДПМ был введен, чтобы привлечь инвесторов к строительству новых объектов генерации, но переход к рыночным механизмам финансирования инвестпроектов так и не произошел. В итоге, как и много лет назад, потребитель оплачивает строительство и содержание новых мощностей, даже если эти проекты ему не нужны.
При этом платежная нагрузка на потребителей за последние годы заметно выросла, и многие крупные промышленные предприятия начали "отсоединяться" от сетей, делая ставку на развитие собственной генерации. Как результат, круг замыкается.
Схожая ситуация складывается в электросетевом комплексе. Инвестпрограмма сетей утверждается на региональном уровне, и местные власти зачастую хотят создать дополнительные свободные мощности, мотивируя это привлечением инвесторов "в будущем". Мощности создаются, но инвестор приходит далеко не всегда. А оплачивать работу этих активов все равно надо. В итоге накапливается "снежный ком" проблем.
Есть сложности и в секторе ВИЭ. В 2022 году мы выпали из глобальной "зеленой" повестки, но участники рынка ВИЭ требуют проиндексировать тариф на индекс цен производителей, а не потребительские цены (т. е. на 20,4% вместо 8,4%). Иными словами, ВИЭ-генерация получает суперкомфортные условия без принятия на себя рыночного риска. А вот промышленные потребители электроэнергии (металлурги, химики, нефтяники и т. д.) в рамках своей основной деятельности такие риски несут. Вопрос о том, как балансировать обязательства и переходить к рыночным отношениям, вероятно, остается ключевым для отрасли. И от ответа будет зависеть долгосрочная устойчивость российской электроэнергетики.
