16.10.2025 Переток
Поиск источников финансирования является главной темой для электроэнергетики, стоящей на пороге нового большого инвестиционного цикла. Чтобы предотвратить возможные энергодефициты, крупные проекты строительства генерации надо запускать в ближайшее время, поэтому механизмы их реализации всё активнее обсуждаются участниками рынка. В преддверии Российской энергетической недели (РЭН-2025), которая завершает череду осенних отраслевых конференций, «Переток» поговорил с председателем наблюдательного совета ассоциации «Совет производителей энергии» Александрой Паниной о путях решения возникших вопросов.
– После утверждения Генеральной схемы размещения объектов электроэнергетики до 2042 года и Энергетической стратегии РФ до 2050 года ключевой темой для обсуждения стали источники инвестиций масштабного энергетического строительства, которое предусмотрено этими документами. Прошедшие в сентябре отраслевые конференции показали, что одного источника для покрытия минимальных прогнозных потребностей в 40 трлн рублей не существует и деньги на новые ТЭС, АЭС и ГЭС будут «по копеечке» собираться из разных источников?
– Да, это так. Нас ждёт беспрецедентный в современной истории России новый инвестиционный цикл. Общий объём требуемых вводов генерации оценивается в 88,5 ГВт, объём модернизации – в 64 ГВт. Необходимые среднегодовые темпы строительства за период до 2042 года должны существенно опережать фактические темпы ввода генерации за последние 30 лет. Поэтому невозможно найти один источник, где спокойно лежат необходимые 40 трлн и ждут, когда их направят на инвестиции. Тем более искомые 40 трлн рублей за счёт ключевой ставки превращаются на этапе возврата вложений в 140 трлн рублей (при стоимости денег 14%, при 17% уже 167 трлн рублей, при 21% – 205 трлн рублей). Поэтому надо прорабатывать все возможные источники инвестиций, включая самые непопулярные и неожиданные.
Мы, конечно, не надеемся, что из государственного бюджета можно взять 40 трлн на строительство генерации. Но может найтись, предположим, 1–2 трлн – какая-то разумная величина, которая будет направлена, например, на поддержку строительства АЭС или на подготовку водохранилищ ГЭС.
Ещё один возможный источник – налоговые льготы. Следует отметить, что в платеже потребителей – участников рынка, которым оплачиваются построенные по договорам о присоединении мощности (ДПМ) энергоблоки, доля налогов составляет около 20%, соответственно, налоговые льготы – это существенный источник для финансирования строек. Если крупные проекты получат освобождение от налогов на какой-то период, то это сформирует более низкую стоимость строительства в электроэнергетике. Она, в свою очередь, будет конвертироваться в более конкурентную продукцию конечных потребителей, и за счёт их более высоких доходов (прибыли) будет формироваться наполнение бюджета. Иными словами, бюджету такая система может быть более выгодна.
Далее – широко обсуждаемое участие потребителей в финансировании строительства генерации (по сути, авансирование). Оно позволит существенно сократить общую инвестпрограмму, тем самым снизив совокупные платежи потребителей. При этом поможет генераторам найти доступные средства для начала строительства генерации. Ведь по сегодняшним правилам генерирующая компания получает оплату по ДПМ только с момента ввода объекта в эксплуатацию, а реальные расходы по строительству несёт гораздо раньше, чем дата ввода.
Развитие рынков электроэнергии и мощности также может стать источником инвестиций в строительство генерации. Например, возможность подачи ценовых заявок генераторов с учётом реальной топливной составляющей не конкретного часа, а реальных затрат на топливо за более длительный период может стать источником дополнительных 300–400 млрд рублей инвестиций в год, что в горизонте до 2042–2050 годов даст ещё несколько триллионов рублей инвестиционного ресурса. Плюс на старте у ряда компаний есть некоторые накопления и прибыль, которые они готовы инвестировать.
Решение проблем недостаточности цен регулируемых договоров (РД) на поставку электроэнергии и мощности, ликвидация этой формы перекрёстного субсидирования с переходом на экономически обоснованную стоимость электроэнергии может принести ещё 700–800 млрд рублей за период до 2040 года. Ведь по РД мы реализуем около 20% выработанной электроэнергии и 30% поставленной мощности.
Конечно, всех пугает рост одноставочной цены оптового рынка, который будет вызван новым масштабным инвестиционным циклом. Но при некотором снижении стоимости рубля финансовая нагрузка от роста цен на энергию может оказаться для потребителей, прежде всего экспортёров, не такой тяжёлой. Ведь потребители в энергосистеме у нас все разные, для каждого свой порог приемлемой конечной цены. Наша задача – и инвестиционный цикл реализовать, и сохранить конкурентоспособность экономики нашей страны.
Поэтому нужно набирать необходимые отрасли инвестиции по частям, из разных источников, подходить к поиску решений комплексно. Никто не рассчитывает на какой-то один механизм. Мы не ждём, что уполномоченный банк, о котором идёт речь в широко обсуждаемом сейчас законопроекте Минэнерго (проект федерального закона «О содействии инфраструктурного развития и повышения эффективности управления в сфере электроэнергетики» с проектной датой вступления в силу 1 января или 1 марта 2026 года. – Прим. ред.), привлечёт все 40 трлн рублей, но если какой-то объём средств через этот инструмент собрать удастся, то это позволит начать строительство таких важных первоочередных объектов. Ещё из интересных обсуждаемых предложений – возможность направить средства пенсионных фондов на развитие электроэнергетики. Ведь мы не сомневаемся, что эти средства вернутся в фонды как не относящиеся к высокорискованным, но при этом такой механизм позволит ещё и снизить темп роста цен на электроэнергию для потребителей нашей страны.
Большой вопрос, как быстро удастся собрать все требующиеся средства, но какую-то минимально нужную величину для запуска первоочередных проектов мы должны набрать как можно быстрее. Ведь особенностью строительства генерации является длинный инвестиционный цикл. И чтобы генерация была построена к 2030 году, начать реализацию проектов было необходимо уже вчера.
– Пока самый обсуждаемый инвестмеханизм – авансирование потребителями энергостроек для снижения в будущем стоимости вырабатываемых киловатт-часов. Как его предполагается реализовать на практике?
– Действительно, в законопроекте Минэнерго пока отсутствует упоминание механизма авансирования. Сейчас министерство и ассоциация «Совет рынка» работают над введением в него нормы, позволяющей реализовывать механизм предварительного финансирования строительства генерации. В рамках рабочей группы по доработке законопроекта мы обсуждаем варианты модели авансирования, и здесь есть несколько вариантов.
Первый – специальная надбавка к цене мощности на оптовом рынке по аналогии с дальневосточной надбавкой. Эту надбавку начинают платить все потребители, деньги администрируют структуры, например, «Совета рынка» («Центр финансовых расчётов» – ЦФР, «Администратор торговой системы» – АТС) и перечисляют их в качестве авансов компаниям, строящим новые мощности. Под авансирование попадают все покупатели электроэнергии на ОРЭМ. Это самый удобный для генераторов и понятный рынку вариант.
Второй, чуть более сложный вариант предполагает создание специального фонда (например, при тех же ЦФР или АТС), который будет аккумулировать, а затем распределять средства. Здесь конструкция и подход немного отличаются от версии с надбавкой, но в целом система нам также понятна.
Третий вариант, который предлагают потребители, заключается в создании отдельной ДПМ-конструкции: под каждый авансируемый проект с конкретными будущими покупателями нужно подписывать отдельные договоры предоставления мощности, часть платежей по которым переходит в аванс. Такой подход соответствует физическим процессам строительства, но создаёт дополнительные трудности: он подразумевает большую договорную кампанию, ведение переговоров со всеми потенциальными потребителями, часть из которых может быть и не согласна на авансы.
«Совет рынка» ведёт большую работу по вопросу авансирования, в том числе в части поиска сбалансированного варианта для энергетики, рассматривая не только оптимальное применение на оптовом рынке, но и налоговые и прочие последствия для всех сторон процесса.
Есть мнение, что в законе не обязательно прописывать конкретный вариант, достаточно предусмотреть расширенную формулировку о возможности предварительного финансирования, порядок которого позднее будет определён правительством. Но это лишь отодвинет содержательную дискуссию немного вправо. А авансы нужны уже сейчас. О потребности в них говорят руководители ряда компаний, которые должны начать строительство объектов генерации в самое ближайшее время в зонах с прогнозируемым дефицитом энергии.
Также хочется отметить, что действенной мерой по снижению совокупного платежа потребителей может стать сокращение периода возврата инвестиций с текущих 15–20 лет на более короткий период. Экономия будет достигаться через уменьшение оплаты по процентам за кредиты и позволит привлечь в отрасль больше инвестиций.
– Авансирование предполагает, что деньги, заплаченные вперёд, будут вычитаться из стоимости проекта, на который начисляется доходность?
– Да, если потребитель заплатил раньше, то на аванс не должна начисляться полная доходность за весь срок окупаемости проекта (15 или 20 лет). Однако здесь есть место небольшой экономической дискуссии: должна ли сумма аванса считаться с минимальной доходностью? Но до такой конкретики в обсуждениях с потребителями мы пока не дошли, дискутируется схема – надбавка, спецфонд или отдельный ДПМ под авансирование.
– В сентябре сектор познакомился с законопроектом Минэнерго. Как вы оцениваете создание уполномоченного банка?
– Я бы рассматривала предложение по созданию уполномоченного банка как оператора финансовой поддержки. Энергетикам такая организация может быть полезна для того, чтобы получить деньги по более привлекательным ставкам, чем в среднем по рынку. Например, за счёт субсидирования ставки на какой-то процент. Другой возможный вариант: уполномоченный банк будет предоставлять кредиты энергокомпаниям, которые уже имеют высокий уровень закредитованности, а такие компании в секторе уже есть, и по мере масштабных инвестиционных вложений их число будет увеличиваться. Так, с 2021 по 2024 год закредитованность компаний, входящих в ассоциацию «Совет производителей энергии», увеличилась на 56% и за счёт высокой стоимости кредитных ресурсов (ключевой ставки) продолжит увеличиваться.
– Ещё одна прописанная в законопроекте норма – формирование общеотраслевого заказа на оборудование, с тем чтобы синхронизировать графики его поставок со сроками строительства и модернизации электростанций.
– Самое сложное – как раз в точности планирования на длинную перспективу. Кто понесёт ответственность за возможные отклонения, кто будет финансово отвечать за точность прогноза? Так что технически сформировать отраслевой заказ возможно, но вопрос ответственности потребует ещё много дискуссий.
– Как сейчас обстоят дела с соблюдением обновлённых графиков поставок оборудования для стартующих или уже стартовавших энергопроектов?
– Пока эти графики соблюдаются, у нас нет информации о новых срывах сроков. Сейчас перед машиностроителями стоит трудная задача – догнать график производства просроченного оборудования и одновременно выполнять текущие заказы. Соответственно, энергомашиностроителям необходимо нарастить объёмы производства в ближайшие годы, иначе Генсхему-2042 невозможно будет реализовать. Поэтому нам остаётся верить в планы по наращиванию мощностей по производству локализованного оборудования.
– Какие варианты финансирования проектов обсуждаются для генерации с самыми высокими капитальными затратами – АЭС и ГЭС? Минэкономразвития предлагает ввести для них надбавку на принципах ДПМ.
– В рамках Генсхемы в ближайшие годы должно начаться строительство совокупно десяти энергоблоков АЭС. Поэтому в ближайшее время потребуются средства для начала масштабных инвестиций. При этом текущий ДПМ подразумевает, что возврат инвестиций начнётся лишь в момент ввода, например в 2033 году, и будет осуществляться в течение 25 лет. А до 2042 года надо построить 38 блоков, так что заниматься поиском источников финансирования нужно уже сейчас. Поэтому авансирование могло бы стать следующим инструментом поддержки строительства АЭС наряду с льготными кредитами, снижением штрафов по неготовности в первые годы эксплуатации, налоговыми льготами и надбавками. Например, в 2011–2012 годах в отношении действующих АЭС и ГЭС на ОРЭМ уже применялась надбавка к цене мощности КОМ на инвестиции и безопасность. Это, по сути, и было авансирование строек через рынок. Сейчас в качестве одного из вариантов финансирования наряду с ДПМ предлагается возврат к использованию этого механизма.
Строительству ГЭС также поможет основной механизм оптового энергорынка, гарантирующий возврат инвестиций, – ДПМ, желательно с механизмом авансирования. А также бюджетная поддержка в финансировании дорогостоящих (по сути, инфраструктурных) мероприятий по подготовке лож водохранилищ, тел плотин и т. д. Эта тема в последнее время звучит всё громче, в том числе на совещаниях и конференциях, и у нас есть надежда, что государство приблизится к конкретике в этом вопросе. В законопроекте Минэнерго достаточно много внимания уделено облегчению бюрократических процедур по выделению земли, подготовке государством инфраструктуры, в том числе тех же лож водохранилищ.
– Насколько серьёзно обсуждается тема если не ликвидации, то существенного сокращения объёма перекрёстного субсидирования в рамках механизма регулируемых договоров?
– По этой проблематике большую работу ведёт Федеральная антимонопольная служба. Уже внедрена дифференциация бытовых тарифов, позволяющая для отдельных групп потребителей устанавливать более экономически обоснованные тарифы, и ФАС России планирует продолжать этот процесс. Хотя пока прямого отношения к снижению убытков генерирующих компаний по РД этот механизм не имеет, в будущем он может позволить устанавливать для некоторых групп потребителей экономически обоснованный тариф.
Генераторы выступают за продолжение поддержки социально незащищённых групп населения – пенсионеров, многодетных, инвалидов и т. д. – с повышением её адресности и выделением субсидий. Но все остальные должны постепенно двигаться к экономически обоснованным ставкам на электроэнергию. Почему за работающих граждан, живущих в коттеджах с бассейнами, должен доплачивать кто-то другой? Это сложная дискуссия, но мы полагаем, что двигаться в эту сторону необходимо.
У нас действительно есть серьёзные проблемы с источниками финансирования, а на убыточные РД, как я уже говорила, приходится 20% отпуска по электроэнергии, с дополнительными прямыми убытками в сфере теплоэнергетики, и 30% по мощности с годовым убытком (то есть непокрытием даже расходов) в объёме порядка 50 млрд рублей в год.
– Для снижения инвестпотребностей возможно ли строительство меньшего объёма новой генерации, нежели почти 90 ГВт, предусмотренных Генсхемой, за счёт каких-то технологических решений?
– Условно построить не 90 ГВт, а, например, 85 ГВт? Думаю, пересмотр потребностей вполне возможен, строительство столь существенного объёма в короткие сроки – достаточно сложная задача чисто физически. Но корректировки будут вноситься по мере развития ситуации, в Генсхеме закладываются расчётные потребности с учётом действующей нормативной базы. Но, например, в какой-то момент для части действующих блоков АЭС может быть принято решение о продлении периода эксплуатации. Возможно, кто-то из тепловой генерации предпочтёт не модернизировать объекты, не выводить из эксплуатации, а полностью сработать ресурс старой генерации. Конкретика появляется на горизонте планирования Схемы и программы развития энергосистем (СиПР), где на шестилетнем сроке понятно, кто будет выводить мощности, а кто предпочтёт вложиться в обновление и продлить срок эксплуатации. Со временем фактические реалии будут учитываться при корректировке Генсхемы и Энергостратегии. В общем, мы ожидаем некоторой «усушки» текущих планов, но в каком объёме это произойдёт – прогнозировать пока невозможно. Генсхема предполагает корректировку до конца 2027 года, и в ней уже будут более актуальные данные по вводам.
– При этом вариант снижения системной надёжности для сокращения объёмов нового строительства не обсуждается? Потребители не готовы оставаться без энергоснабжения на условные 20 часов в год в обмен на более дешёвую электроэнергию?
– Варианты со снижением надёжности не обсуждаются, никто их пока не поднимает. Советская энергосистема строилась с многократным запасом, и все привыкли, что системное отключение – это нонсенс. Хотя многие страны живут с регулярными веерными отключениями. Мы к этому не привыкли и максимально пытаемся этого избежать. Нужно понять, найдутся ли желающие, и сформировать какие-то группы потребителей, которые согласны на временные отключения в период пиковых нагрузок. Сейчас идёт работа над четвёртой категорией надёжности электроснабжения – данных потребителей будут подключать к сети только с условием возможности отключения их от электроснабжения для снижения пиков потребления и предотвращения энергодефицита.
– Как вы оцениваете механизм управления спросом (demand response), запущенный на оптовом рынке в прошлом году?
– Пока сложно оценить масштабы его будущей эффективности. Да, в какой-то степени он способен срезать пики потребления, но насколько значительной будет такая поддержка энергосистемы, пока непонятно. О существенной эффективности можно будет говорить, когда потребители будут приходить с комплексными предложениями на значительные в масштабах страны объёмы электроэнергии. При появлении больших объёмов механизм управления спросом способен не только снизить пики потребления, но и цену электроэнергии, что, безусловно, позитивно будет воспринято потребителями.
– После ухода западных поставщиков у российских энергетиков возникли сложности с обслуживанием оборудования. Как сейчас обстоит дело с сервисом, прежде всего импортных турбин?
– По сервисным услугам проводится большая работа, у нас появилось много новых компаний, которые стараются предоставлять максимально широкий перечень услуг. Их работа позволяет избежать критических ситуаций, но есть проблемные точки. По некоторым турбинам, представленным в России единичными экземплярами, Минпромторг принял решение не централизовывать сервис, так как ремонт нескольких турбин потребует слишком значительных вложений в разработку собственных протоколов их обслуживания. Поэтому мы продолжаем ставить в правительстве вопрос о точечной отмене нормы о 25-летнем запрете на вывод ДПМ-мощностей. Предлагаем отменять его по решению правительства для конкретных единичных проектов, где продолжение эксплуатации импортных, чаще всего газовых турбин невозможно по техническим причинам из-за отсутствия сервиса.