- Профицит перестанет давить на цены на российском энергорынке, и это добавит 0,3% к их ежегодному росту в период с 2017 по 2020 год. Электропотребление в стране будет повышаться медленно: с 2017-го по 2021-й на 0,1% ежегодно. Причина — стагнация доходов населения: в последние годы качество жизни, напрямую влияющее на энергопотребление, обеспечивало половину его роста. Однако вслед за завершением программы ДПМ (договоры на предоставление мощности) и ускорением вывода старых мощностей предложение (впервые с кризисного 2008 года) начнет отставать от спроса.
- Цены на электроэнергию будут обгонять инфляцию, несмотря на ужесточение политики ее таргетирования. Способствовать росту цен будут в основном повышенные тарифы для новых станций (добавят +3,5% к цене для промышленных потребителей ежегодно в период с 2017 по 2020 год), преимущественно для АЭС (вклад +2,6%). Политика таргетирования инфляции сохранится на всем горизонте прогноза и будет ограничивать рост регулируемых тарифов.
- С 2017 по 2020 год рентабельность в секторе генерации будет высокой, а долговая нагрузка снизится. Этому будут способствовать завершение инвестиционных обязательств по программе ДПМ и уменьшение профицита на рынке электроэнергии. Платежи по ДПМ тепловой генерации начнут сокращаться после 2020 года.
- Сдерживающая тарифная политика ухудшит финансы электросетей. Практика ограничения роста сетевых тарифов в сетевом комплексе проводится уже пять лет — потенциал ее сохранения ограничен. Накоплены проблемы: ухудшение финансового положения отдельных распределительных компаний, долги потребителей, выпадающие доходы от льготного технологического присоединения и прекращения договоров «последний мили». С 2012 по 2016 год инвестиции в электросетях упали на 41% в реальном выражении.
Прогноз подготовлен в соответствии с Общими принципами прогнозирования социально-экономических показателей АКРА.
Таблица 1. Прогноз показателей российской электроэнергетики до 2021 года
Спрос на электроэнергию, несмотря на медленный рост, обгонит предложение
В период с 2017 по 2021 год среднегодовой темп роста электропотребления в России составит +0,1%. Улучшение качества жизни населения обеспечило половину роста спроса на электроэнергию с 2010-го по 2015-й. Этот фактор в среднесрочной перспективе останется ключевым для роста электропотребления, однако в результате стагнации доходов населения его влияние снизится. В минувшем же году рекордный рост электропотребления (+1,8%) определялся погодным фактором.
ВИЭ (возобновляемые источники энергии) — энергия водных потоков, ветра, солнца, геотермальная энергия Земли, приливов. Обычно к ВИЭ относят только нетрадиционные источники энергии (не включают крупные ГЭС).
Что касается ввода нового оборудования, доминировать по данному показателю будет атомная энергетика. В ближайшие 7–10 лет будет введено в строй более 8 ГВт новых генерирующих мощностей АЭС. На текущий момент поддержка ВИЭ — единственная стимулирующая программа в области энергетики. Интерес к программе со стороны инвесторов, вероятно, вырастет, но доля ВИЭ в выработке электроэнергии в России к 2021 году не превысит 0,5%.
ДПМ (договор на предоставление мощности) — обязательство инвестора построить новую электростанцию или провести модернизацию в обмен на повышенный тариф на 10 лет, обеспечивающий окупаемость проекта. Первые ДПМ были подписаны в рамках приватизации РАО «ЕЭС России». Впоследствии механизм был распространен на атомную и гидроэнергетику, ВИЭ.
К 2017 году в сфере тепловой энергетики завершены до 90% инвестиционных обязательств по программе ДПМ. Новые инвестиции в секторе связаны с региональными программами (Дальний Восток, Калининград, Крым), увеличением выводов оборудования и модернизацией. Для рекордного числа ТЭС особую актуальность приобретает проблема продления паркового ресурса: пик вводов электростанций в СССР пришелся на 1970-е годы. Мощности ТЭС увеличились за 1970-е годы на 40 ГВт, за 1980-е — еще на 29 ГВт. После 2020 года выручка генерирующих компаний от платежей по ДПМ начнет резко падать — вероятен запуск новой программы поддержки модернизации ТЭС по аналогии с механизмом ДПМ.
Рынок тепла будет приоритетным для политики по стимулированию инвестиций в сфере энергетики, но ее проведению будет препятствовать высокая социальная роль теплоснабжения (до 50% в платежах населения за услуги ЖКХ).
Рисунок 1. С 2017 по 2021 год более трети запускаемых новых электростанций будут составлять АЭС (прогнозируемые объемы ввода генерирующих мощностей, ГВт)
Цены на электроэнергию будут опережать инфляцию
Политика сдерживания цен на электроэнергию проводится уже на протяжении пяти лет. Поводами для этого стали резкий рост энергоцен после реформы РАО «ЕЭС России», а с 2014 года — экономическая рецессия. В период с 2012 по 2016 год инфляция составила 51%, а цены на электроэнергию для населения и прочих групп потребителей выросли на 40 и 34% соответственно. За этот период отрасль пережила две заморозки цен.
См. прогноз российской экономики «Рецессия закончилась. Что дальше?» от 28 марта 2017 года.
Но с 2015 года появился новый фактор политики сдерживания цен — переход к активному таргетированию инфляции (о политике таргетирования инфляции ранее было официально заявлено, но носила она скорее пассивный характер). В среднесрочной перспективе поддержание низкой инфляции останется приоритетной задачей. В условиях активной политики таргетирования инфляции тарифная политика в отношении регулируемых цен, определяющих до трети роста потребительских цен, будет ограничительной. В первую очередь это затронет тарифы, регулируемые напрямую: газ, тепло, тарифы электросетей.
Однако удержать цены на электроэнергию в пределах инфляции (даже в случае ужесточения тарифного регулирования) с 2017-го по 2020-й вряд ли удастся. В указанный период цены для промышленных потребителей в среднем будут прибавлять ежегодно 6,4%, в том числе за счет:
– повышения цен на топливо (+1,1 п. п.);
– опережающего роста цен на оптовом рынке электроэнергии (+0,3 п. п.):
в 2017–2018 годах спрос начнет опережать предложение;
– ввода новых станций, которые начнут получать специальный тариф, обеспечивающий их окупаемость (+3,5 п. п.), преимущественно АЭС (+2,6 п. п);
– индексации сетевых тарифов (+1,5 п. п.).
Рисунок 2. Низкая инфляция снижает гибкость тарифной политики
Генерация выигрывает от высоких процентных ставок
Тариф ДПМ в среднем превышает тарифы для прочих станций в шесть раз. Платежи за ДПМ формируют ¾ EBITDA в секторе генерации.
Расчет тарифа привязан к доходности долгосрочных государственных облигаций в предшествующем году.
В 2016 году рентабельность по показателю EBITDA в секторе генерации электроэнергии в России увеличилась до 24% (11–15% с 2008-го по 2012-й), а долговая нагрузка по показателю долг/EBITDA снизилась с х2,0 (2014 год) до х1,4. В 2017–2020 годах можно ожидать сохранения высоких показателей рентабельности сектора и снижения долговой нагрузки. Этому будут способствовать завершение обязательств по ДПМ, окончание периода нарастания профицита на рынке электроэнергии, а также сохранение высоких ставок долгового рынка, к которым привязаны тарифы ДПМ.
В период с 2017 по 2021 год инфляция в России достигнет 4,0–4,5%. Однако вследствие жесткой монетарной политики и инерционности инфляционных ожиданий длинные ставки долгового рынка и доходность ДПМ будут превышать уровень 2012–2013 годов, когда инфляция была 6,5%. С 2015 по 2016 год дополнительные доходы генерирующих компаний от увеличения платежей за ДПМ в результате роста процентных ставок составили 29 млрд руб., а в ближайшие пять лет (2017–2021) они достигнут 99 млрд руб.
Окупаемость проектов в тарифах ДПМ рассчитана за 15 лет, но станция получает тариф на протяжении только 10 лет. Для того чтобы компенсировать необходимую выручку за оставшиеся пять лет, последние четыре года станция получает повышенный тариф.
После 2017 года доходность для расчета тарифа ДПМ в среднем составит 14%. Несмотря на то что по сравнению с периодом 2016-го – 2017-го уровень доходности понизится, до начала 2020 года общая выручка от платежей ДПМ тепловой генерации не будет падать: на протяжении последних четырех из десяти лет объект ДПМ получает повышенный тариф. С 2020 по 2025 год большая часть платежей по ДПМ завершится — рентабельность в секторе генерации может вернуться к уровню 12–15%.
Новые АЭС также получают специальные тарифы ДПМ, поэтому ввод новых энергоблоков внесет решающий вклад в рост конечной цены в период с 2017 по 2021 год. К 2020–2021 году объем платежей ДПМ атомной генерации может достигнуть 300 млрд руб. в год (больше, чем сейчас получают генерирующие компании в рамках ДПМ).
Рисунок 3. Ставки долгового рынка в 2017–2021 годах будут превышать инфляцию на 3–4 процентных пункта
Источник: расчеты АКРА
Потенциал сдерживания сетевых тарифов будет ограничен
Жесткая политика таргетирования инфляции определяет планы по индексации тарифов на передачу электроэнергии на среднесрочную перспективу по целевой инфляции (4%) или даже ниже целевой инфляции для промышленных потребителей (3%). Но проводить такую политику в ближайшие годы будет сложнее, и она негативно скажется на финансовом состоянии сетевого комплекса.
Факторы, ограничивающие потенциал сдерживания тарифов на передачу:
Практика прошлых лет
За 2012–2016 годы сетевые тарифы в России в реальном выражении (за вычетом инфляции) упали на 14%, удельные издержки сетевых компаний — на 19%, инвестиции — на 41%. Потенциал роста эффективности сетевого комплекса сохраняется, но реализовать его без увеличения инвестиций все труднее.
Ухудшение финансовых показателей распределительных сетей
Рентабельность сетевого комплекса в период с 2014 по 2016 год в среднем выросла, но преимущественно за счет магистральных сетей (см. Рис. 4).
Снижение гибкости управления издержками в результате низкой инфляции
Заморозка в номинальном выражении зарплат, контрактов подрядчиков в условиях высокой инфляции значимо снижает издержки в реальном выражении. Достижение инфляцией уровня в 4–5% в 2017 году и далее снижает потенциал сокращения издержек таким способом.
Рост долгов перед сетями
Неплатежи потребителей розничного рынка, в отличие от оптового, продолжают расти: с 7,8% от выручки розничного рынка в 2013 году до 9,2% в 2016 году. Преимущественно они накапливаются на Северном Кавказе, где сбытовую функцию выполняют сетевые компании.
Выпадающие доходы от прекращения договоров «последней мили» и льготного технологического присоединения населения и малого бизнеса
На 2018 год запланировано прекращение большей части договоров «последней мили».
Договор «последней мили» — тип перекрестного субсидирования, при котором крупным потребителям, подключенным напрямую к электросетям высокого напряжения, дополнительно вменяется тариф на передачу по распределительным сетям.
Рисунок 4. Улучшение средних финансовых показателей сетевого комплекса происходит за счет сектора магистральных электросетей
Приложение. Структура тарифа на электроэнергию в России
Схема тарифообразования в России
Схема тарифообразования в России
