АКРА: «10+10»: энергетика РФ в ожидании новой реформы для выхода из инвестиционной паузы

АКРА опубликовало прогноз Российская электроэнергетика: до 2022 года. В июле 2018 года исполняется десять лет со дня завершения реорганизации РАО ЕЭС. Концепция реформы носила название «5+5» (пять лет на подготовку, пять лет на реализацию).

• Низкая инфляция снизит регуляторные риски… Инфляция — основной стимул роста цен инфраструктурных монополий. Переход в режим низкой инфляции, уменьшающий негативные последствия, которые несет для монополий политика сдерживания тарифов, будет способствовать улучшению кредитного качества сектора.
• …но увеличит расходы на списание плохих долгов. Низкая инфляция может усугубить проблему хронических неплатежей в электроэнергетике (в настоящее время их уровень достиг 5%). Высокая инфляция быстро обесценивала проблемные долги. Переход в режим низкой инфляции без улучшения платежной дисциплины снизит прибыль сектора на 0,7 п. п.
• Период с 2018-го по 2020-й будет отмечен самыми высокими финансовыми показателями за всю историю отрасли. Завершение инвестиционной деятельности, связанной с вводом новых генерирующих мощностей и регулируемой договорами о предоставлении мощности (ДПМ), а также рост платежей по таким договорам увеличат рентабельность в секторе до 24–26% и снизят отношение долга к EBITDA до 1,6х. Но с 2020-х годов энергокомпании, возможно, снова начнут наращивать долг: завершение выплат по ДПМ и запуск новых инвестиционных проектов ускорят этот процесс.
• Десятилетие спустя: основные итоги реформы РАО ЕЭС — увеличение инвестиций и финансовое оздоровление сектора. С 2008-го по 2017-й рост тарифов на электроэнергию для предприятий и населения опередил инфляцию в 1,6 и в 1,3 раза. Реформа доказала: в классической естественной монополии возможно развивать рыночные отношения (с 2011 по 2017 год конкуренция сдерживала рост цен на уровне 7%), но только за счет вынесения за периметр развития рынка всех социально чувствительных сегментов (поставки населению, регионы с низкими социально-экономическими показателями).

Таблица 1. Прогноз показателей российской электроэнергетики до 2022 года

Результаты реформы — инвестиции и прибыль

Реформа РАО ЕЭС — разделение энергетической монополии на конкурентные (генерация и сбыт) и монопольные (передача) виды деятельности. Компании конкурентного сектора (генерация и сбыт) были приватизированы.

В 2008 году завершилась реформа РАО ЕЭС, крупнейшая реформа естественной монополии, проведенная в столь короткий срок (десять лет). Основные позитивные результаты за прошедшие годы — рост инвестиций и финансовое оздоровление сектора. С 2008-го по 2017-й установленная мощность российской энергосистемы повысилась на 14% (экономика за этот же период прибавила 11%), а средняя рентабельность по EBITDA в электроэнергетике выросла с 16 до 25%.

В указанный период рост тарифов на электроэнергию опередил инфляцию в 1,3 раза для населения и в 1,6 раза для предприятий (его пик пришелся преимущественно на первые пореформенные годы, до 2011–2012, после чего регуляторная политика в ответ на резкий рост цен на электроэнергию была пересмотрена в сторону ужесточения). То есть тарифы для промышленных предприятий росли более высокими темпами (в 1,25 раза), а значит, одна из задач реформы по ликвидации перекрестного субсидирования так и не была решена.

Инвестиции в электроэнергетику привели к улучшению экономической эффективности отрасли, которая тем не менее значительно отстает от современных уровней: потребление топлива на ТЭС на 28% менее эффективно, чем на новых станциях. Более того, в 2008–2017 годах производительность труда даже снизилась.

Таблица 2. За прошедшие десять лет после реформы РАО ЕЭС инвестиции и прибыль показали максимальный рост

Российский ОРЭМ1 входит в число крупнейших в мире либерализованных рынков электроэнергии…

На протяжении долгого времени электроэнергетику относили к классическим естественным монополиям. Невозможность развития конкуренции на рынке электроэнергии в силу технических причин стала основным аргументом против проведения реформы РАО ЕЭС. Технические особенности производства и потребления электроэнергии (ограниченные возможности хранения, неэластичность спроса и предложения) сдерживают развитие простых рыночных механизмов и требуют сохранения косвенного регулирования.

В 2012–2017 годах рост тарифов на рынке электроэнергии сдерживала конкуренция (вклад данного фактора составил не менее 7% цены для конечного потребителя). В 2011 году вслед за либерализацией рынка электроэнергии начинает формироваться профицит, усиливается конкуренция. С 2011-го по 2017-й рост цен на электроэнергию для промышленных предприятий в России отставал от инфляции (49 и 52% соответственно).

В то время как с 2012 по 2017 год цены на газ выросли на 49%, тарифы на оптовом рынке электроэнергии в европейской части России (первая ценовая зона) в этот же период поднялись всего лишь на 22%. В результате потребители сэкономили 171 млрд руб. (7,6% цены для конечного потребителя). Экономия потребителей благодаря конкуренции на рынке электроэнергии полностью нивелировала негативные последствия роста цен в результате специальных надбавок за новые ТЭС (программа ДПМ ТЭС). Однако фактор конкуренции не смог компенсировать рост платежей потребителей за новые АЭС (платежи за них в пять–шесть раз выше, чем за новые ТЭС, и ввод их не сопровождался столь же значимым снижением цен РСВ2). Стоимость платежа потребителей за новую станцию сильно зависит от капитальных затрат, и сегодня только у АЭС определение их стоимости происходит не по конкурсу.

Ввод в эксплуатацию в 2018–2022 годах АЭС суммарной мощностью 3,5 ГВт не будет компенсирован ростом конкуренции на РСВ и станет основным драйвером роста цен на электроэнергию в секторе генерации выше инфляции (средний рост цен в секторе генерации в России в упомянутый период — +4,7%).

1 Оптовый рынок электроэнергии и мощности

2 Рынок на сутки вперед

В 2011 году российский рынок электроэнергии был полностью либерализован (кроме поставок населению, а также территорий Дальнего Востока, Калининградской, Архангельской областей, Республики Коми, Северного Кавказа).

Рисунок 1. Ввод новых ТЭС увеличил объем платежей в тарифе на мощность, но сдержал рост цен на оптовом рынке РСВ

…но рынок — только половина поставок генерирующих компаний, две трети выручки и почти вся прибыль

Успешное развитие конкуренции в электроэнергетике стало возможным в основном благодаря тому, что все потенциально проблемные для российской энергетической отрасли потребители (территории Дальнего Востока и Северного Кавказа, поставки населению) были оставлены за рамками рынка. Рынок тепла (а производство тепла для ТЭЦ сопряжено с производством электроэнергии) также до сих пор не либерализован. В 2017 году доля рынка во всех физических поставках ресурсов генерирующими компаниями (электроэнергия плюс тепло) составила 50%, в выручке — 66%, а в прибыли — до 100%.

Поставки ресурсов этим группам потребителей осуществляются с применением различных форм перекрестного субсидирования (это увеличивает цены для других потребителей) или выпадающих доходов самих компаний.

Объем перекрестного субсидирования в цене для конечного потребителя — 7% (или 200 млрд руб.). Объем выпадающих доходов генерирующих компаний от продажи электроэнергии и тепла по нерыночным ценам — 15% от выручки (350 млрд руб.). Для сокращения объемов перекрестного субсидирования запланирована в среднесрочной перспективе индексация тарифов на передачу электроэнергии для населения на уровне 5%, для промышленности — на уровне 3%. Но с 2018 по 2022 год эта мера позволит снизить объем перекрестного субсидирования всего на 8 млрд руб. (0,3% конечной цены). С учетом планов правительства по поддержке потребителей Дальнего Востока доля перекрестного субсидирования в конечной цене останется в среднесрочной перспективе на уровне 7%.

Высокая доля нерыночных поставок в выручке продолжит играть роль сдерживающего фактора для кредитного качества энергокомпаний, особенно в сегменте ТГК3 (компании, управляющие ТЭЦ).

3 Территориальные генерирующие компании

Рисунок 2. Цены на электроэнергию для населения в 1,8 раза ниже, чем цены для юридических лиц, получающих электроэнергию на схожих условиях

Низкая инфляция увеличит расходы на списание невозвратных долгов

См. подготовленный АКРА прогноз экономики РФ до 2021 года «Низкая инфляция в России заставит государство и бизнес искать новые формы гибкости» от 9 октября 2017 года.

В 2018–2022 годах, по прогнозам АКРА, средний уровень инфляции составит 4%, то есть по сравнению с аналогичным показателем 2000–2015 годов (до перехода к режиму таргетирования) снизится в три раза. Для компаний сектора электроэнергетики, как и для других монополий, ключевой индикатор роста цен — уровень инфляции. Переход в режим низкой инфляции несет для энергокомпаний принципиальные изменения:

1)    Сокращение регуляторных рисков

В условиях низкой инфляции политика сдерживания тарифов оказывает меньшее влияние на прибыль энергокомпаний. Заморозка в 2014 году сетевых тарифов снизила доходы компаний в реальном выражении на 12%, а если бы аналогичные меры применялись в 2017-м, снижение реальных доходов составило бы только 3%. В рамках рейтингового анализа мы улучшаем оценки по фактору регуляторного риска для сетевых компаний.

2)    Снижение гибкости в управлении издержками

Но режим низкой инфляции — это одновременно и вызов для роста операционной эффективности. Если в условиях высокой инфляции тарифы индексируются вслед за инфляцией, сетевые компании, пользуясь доминирующим положением на рынке, могут сами не индексировать контракты персоналу или поставщикам и тем самым снижать издержки в реальном выражении. Режим низкой инфляции характеризуется жесткостью номинальных величин, что не позволяет монополистам повышать операционную эффективность за счет механизмов заморозки контрактов в номинальном выражении.

3)    Рост затрат на списание невозвратных долгов

Чем выше инфляция, тем быстрее обесцениваются невозвратные долги. В среднем в 2017 году неплатежи составляли 5% выручки сектора. Переход в режим инфляции на уровне 4% без улучшения платежной дисциплины снизит прибыль сектора на 0,7 п. п.

Рисунок 3. Уровень неплатежей за электроэнергию в России в 2017 году — 5%

Инвестиционная пауза продлится до начала 2020-х годов

Для электроэнергетики 2018–2020 годы станут рекордными по уровню рентабельности, величине денежного потока и дивидендам. Способствовать этому будут завершение инвестиционных проектов (исключение — инвестпроекты «Росатома») и платежи по договорам о предоставлении мощности (пик выплат по ним приходится на последние четыре года).

По прогнозам АКРА, в этот период долговая нагрузка сектора опустится до 1,6х долг/EBITDA, а рентабельность по EBITDA вырастет до 24–26%. В 2016-м свободный денежный поток в секторе — впервые с начала инвестиций в ДПМ — стал положительным. По прогнозам АКРА, в положительной зоне он останется до начала 2020-х годов. Такая ситуация может стимулировать рост дивидендных выплат в секторе.

В начале 2020-х годов в энергетике может вновь начаться цикл роста инвестиций в рамках программы модернизации ТЭС и проектов цифровизации электросетей. Этот период совпадет с периодом снижения платежей по ДПМ, которые сегодня в секторе тепловой энергетики формируют ¾ EBITDA. Поэтому для реализации новой инвестиционной программы сектор вновь начнет наращивать долг.

Рисунок 4. С 2016 года свободный денежный поток в электроэнергетике стал положительным

Приложение. Структура тарифа на электроэнергию в России

Схема тарифообразования в России

Источник: расчеты АКРА

Схема тарифообразования в России

PDF версия на сайте АКРА 

Источник: АКРА