Воскресенье, 28 мая 2017
Энергетика 11 августа 2015, 16:10 Анна Мартынова

Триллион за электричество

Фото: PhotoXPress

В 2014 году объем инвестиций в отечественную электроэнергетику составил 812 млрд рублей, а всего за последние три года в отрасль было вложено 2,5 трлн рублей. Средства пошли на строительство новых электростанций и сетей, благодаря чему потребители имеют стабильный и надежный доступ к электроэнергии. «Это одно из следствий проведенной отраслевой реформы, сформировавшей целую группу современных экономических стимулов для участников электроэнергетического рынка», — с гордостью сообщил министр энергетики Александр Новак. Получается, что денег достаточно? Однако проблем в электроэнергетике меньше не становится...

По мнению экспертов, сегодня электроэнергетика является одной из лучших отраслей для инвестиций, поскольку продукт, производимый отраслью, — электроэнергия — один из самых востребованных во всей экономике. «Во-первых, сам бизнес здесь прозрачен, причем на всех этапах. Понятно, как он устроен, понятно, на чем зарабатывает каждый участник, — отметил ведущий эксперт компании «Финам Менеджмент» Дмитрий Баранов. — Во-вторых, отрасль работает по понятным правилам, есть отличная законодательная и нормативная база, что облегчает принятие решений по вложению средств. В-третьих, в результате проведенной реформы участники рынка взяли на себя обязательства по инвестированию и выполняют их». Инвестиции неравномерны по годам, хотя последние годы держатся на уровне стабильно более 800 млрд рублей ежегодно. Большая часть вложений это собственные средства компаний. По данным Минэнерго, в 2014 году на них пришлось 59% инвестиций. За счет займов и кредитов было профинансировано 33% общего объема. Федеральный бюджет потратил 64 млрд рублей — это всего 8% суммарных инвестиций в отрасль.

Бюджетные деньги получает «Росатом» на строительство АЭС, «РусГидро» — на финансирование объектов электроэнергетики на территории Дальнего Востока, а также сетевые компании. Отдельной строкой идет Крым: на реализацию федеральной целевой программы (ФЦП) «Социально-экономическое развитие Республики Крым и города Севастополя до 2020 года» в части развития энергетики полуострова из федерального бюджета предусмотрено 49 млрд рублей.

Кто-то здесь лишний?

Что же за эти деньги получают потребители? Гигаватты новых мощностей и десятки тысяч километров новых электросетей (а также все более высокую цену киловатта). По данным «Системного оператора», в 2014 году было введено в строй почти 8,3 ГВт новых генерирующих источников (примерно 3% от мощности всей энергосистемы). Это самый большой объем годового ввода оборудования в постсоветской истории энергетики: больший объем генерации в границах Единой энергосистемы России в последний раз вводился в 1985 году, когда в эксплуатацию было введено более 8,5 ГВт, в том числе три энергоблока Курской, Смоленской и Балаковской атомных электростанций мощностью 1 ГВт каждый.

В минувшем году тоже были запущены крупные электростанции. Например, третий энергоблок Ростовской АЭС — он добавил дефицитной энергосистеме Юга сразу 1070 МВт. «РусГидро» достроила Богучанскую ГЭС, пустив в 2014 году сразу три энергоблока станции мощностью 333 МВт каждый. Также в 2014 году была полностью восстановлена Саяно-Шушенская ГЭС. Не отставала и тепловая генерация: по всей России начали работу 18 новых энергетических установок — суммарно на 3,3 ГВт. Все они строятся по программе договоров о поставке мощности (ДПМ), запущенной в 2008 году. В соответствии с программой компании обязаны ввести в эксплуатацию генерирующие мощности с установленными характеристиками в установленный срок. И если это сделано, ДПМ предполагает гарантированную продажу всей поставляемой по договорам мощности. Программа ДПМ активно реализуется: по данным Минэнерго, в 2014 году энергокомпании потратили на нее 173 млрд рублей (финансирование ведется в основном за счет займов и кредитов — 55%, остальные деньги — собственные средства компаний). Инвестиции по ДПМ, несмотря на то что это дело частных компаний, находятся под достаточно жестким контролем со стороны регуляторов рынка. Условия программы ДПМ предполагают, что в случае задержек со вводами компании получают ощутимые штрафы. Так, например, за 2011–2014 годы было начислено 11,7 млрд рублей штрафов (в 2014 году — почти 3,3 млрд рублей).

Ввод новых электростанций делает электроэнергетику России более эффективной. Так, за пять лет расходы условного топлива на производство электроэнергии в России снизились на 4,8%, а в целом за последние три года основные фонды были обновлены на 10%. Но есть и оборотная сторона медали: масштабное новое строительство (за последние три года — более 20 ГВт) создало в отрасли проблему избыточных мощностей. И за всё должны платить потребители. По оценкам Минэнерго, «лишних» сегодня примерно около 15 ГВт — это старые станции, построенные в 50–60-х годах прошлого века. Но сложность в том, что от них зависит теплоснабжение потребителей и остановить эти станции просто так нельзя: нужны альтернативные источники тепла. Работа над вопросом вывода неэффективных мощностей ведется активно, но пока конкретных решений не принято.

Холодно, теплее, горячо

Вообще, теплоснабжение — одна из самых проблемных отраслей российского топливно-энергетического комплекса. Реформа в секторе пока не началась, и теплоэнергетика хронически недоинвестирована. По данным, которые привел замглавы Минэнерго Вячеслав Кравченко, сектор требует вложений в размере как минимум 2,5 млрд рублей. В министерстве не первый год разрабатывают новые «правила жизни» для теплового сектора, но пока сколь-либо заметных изменений для потребителей не произошло. Тарифы на тепло — одни из самых высоких, и от региона к региону они могут отличаться в разы, так как где-то источником является эффективная комбинированная ТЭЦ, а где-то — старая котельная на мазуте.

В то же время электросети просто «купаются» в инвестициях, которые в 2014 году составили 315 млрд рублей — около 40% суммарных вложений в отрасль. Было введено 36 тыс. км новых ЛЭП и 22,4 МВА трансформаторных мощностей. Большая часть пришлась на распределительный комплекс — 13,3 МВА и 33,2 тыс. км. В части магистральных сетей в минувшем году был завершен крупный проект по вводу линии 500 кВ Курган — Ишим — Восход. Это позволило снять сетевые ограничения между ОЭС Урала и ОЭС Сибири и фактически объединить первую и вторую ценовые зоны оптового рынка. Между тем потребители отмечают, что изменения в сетевом комплексе хоть и есть, но происходят они постоянно с какими-то перекосами. «Например, сократились сроки подключения к сетям, но более чувствительно выросли цены, в том числе за счет стоимости дополнительных услуг», — подчеркнул Георгий Ващенко, начальник управления операций на российском фондовом рынке компании «Фридом Финанс».

Но не надо быть профильным экспертом, чтобы не заметить — передача электроэнергии обходится потребителям все дороже: доля сетевого тарифа в конечной цене киловатта в 2014 году достигла 46,8% (при этом для ряда потребителей она доходит до 80%). Это примерно на 30–50% выше, чем в Европе или США. И около трети в сетевом тарифе — инвестиционная составляющая. Поэтому, чтобы снизить нагрузку на потребителей, Минэнерго планирует сократить траты электросетевых компаний.

Еще одна проблема в сетях — избыток мощностей. «Потребители, в особенности льготные группы с энергопринимающими устройствами мощностью менее 15 кВт, пользуясь тем, что стоимость технологического присоединения к сетям составляет всего 550 рублей, заказывают мощности гораздо больше, чем нужно, — сообщила Наталья Готова, руководитель департамента стратегического развития НП «Территориальных сетевых организаций». — Также встречается завышение мощности потенциального энергопотребления в региональных инвестиционных проектах. При этом все завышенные ожидания инициаторов проектов транслируются на сети, которые вынуждены строить по заявкам более мощную инфраструктуру, чем это необходимо». Потребители должны максимально использовать запрошенную мощность, считает эксперт, и регуляторы разрабатывают соответствующие нормативные акты.

Инвестиции по делу

В последний год кризисные явления в экономике привели к замедлению роста спроса на электроэнергию и ухудшению доступа к кредитным ресурсам, в связи с чем власти пытаются сделать инвестиции госкомпаний более прозрачными и эффективными. Так, в феврале этого года было принято постановление, предусматривающее обновленные критерии для инвестпрограмм энергетических субъектов, относящихся к конкретным ведомствам. Отныне свои планы в Минэнерго должны представлять все сетевые организации, входящие в ФСК (ранее — только 6 из 14 распредкомпаний). А также «Росэнергоатом», который ранее контролировался правительством напрямую (при учете бюджетных средств, выделяемых «Росатому»). До этого Министерство энергетики РФ контролировало траты только «РусГидро», «Системного оператора» и РАО «ЭС Востока». В том же постановлении прописано, что инвестиционные программы энергокомпаний будут проходить технологический и ценовой аудит. Эта процедура введена не только для отдельных инвестиционных проектов, но и инвестпрограмм федеральных и региональных энергетических компаний в целом. Без результатов аудита инвестиционные программы не будут рассматриваться Минэнерго. Это позволит существенно оптимизировать государственные инвестиции в развитие электроэнергетики и обеспечит действительно комплексный подход к решению многих вопросов. Например, стоит ли в конкретном случае создавать новые генерирующие мощности или дешевле построить ЛЭП и транспортировать электроэнергию других станций. «Такие компании, как «РусГидро», «Зарубежнефть», АК «Транснефть», «Россети», уже проводили первые технологические и ценовые аудиты инвестпроектов, — рассказал Борис Ярышевский, член правления «Национального объединения технологического и ценового аудита» и секретарь совета потребителей при комиссии по развитию электроэнергетики правительства РФ. — При этом «Россети» заявили о почти четырех миллиардах экономии, принятой по результатам технического и ценового аудита. А отдельные проекты и вовсе были исключены из инвестиционных программ: так, в результате аудита проекта Мильково — Усть-Камчатск ОАО «ФСК ЕЭС» было выявлено, что он является избыточным».

Контроль за инвестициями тем более необходим, что в будущем сектор продолжит осваивать сотни миллиардов рублей ежегодно. «Объем инвестиций в отрасль как минимум не будет уменьшаться, — уверен Дмитрий Баранов. — Во-первых, потому, что компании продолжат выполнять свои обязательства, данные ими во время реформы отрасли. Во-вторых, потому что требуется постоянно обновлять производственные активы, развивать их, чтобы не допустить их устаревания, предотвратить возникновение техногенных катастроф, обеспечить гарантированное энергоснабжение всех групп потребителей. В-третьих, уровень конкуренции в отрасли высокий, но может еще вырасти, и, для того чтобы сохранить свою конкурентоспособность, компаниям нужно будет вкладываться. В-четвертых, страна развивается, реализуются новые масштабные проекты, приняты программы развития регионов и целых отраслей, и всем им нужна энергия, и отрасль должна будет ее предоставить, для чего потребуются инвестиции».

Минэкономразвития прогнозирует, что в 2015–2018 годах электроэнергетика потребует 4 трлн рублей вложений. Из них на генерацию и сетевое хозяйство будет приходиться порядка 69% и 31% соответственно. Дальний Восток, например, планирует до 2017 года освоить около $1 млрд для строительства энергетической инфраструктуры. Примерно 50 млрд рублей потребуется Крыму для обеспечения энергобезопасности (полуостров сегодня на 70% зависит от поставок электроэнергии с Украины).

Наверх

Мнения

Наверх