Недооценка рисков: что не так с российской энергостратегией — 2050
Опубликованный текст российской энергетической стратегии до 2050 года оставляет двоякое впечатление. Разработчики документа признают, что распространение низкоуглеродных технологий в электрогенерации, промышленности и транспорте влечет риски для производителей и экспортеров ископаемого топлива, но при этом обходят стороной проблему падения рентабельности ключевых энергоотраслей, которая может принять долговременный характер.
Уголь: убыточная отрасль
Наиболее выраженным этот риск является в угольной отрасли, которая де-факто стала убыточной. По данным Росстата, сальдированный убыток угледобывающих предприятий по итогам 2024 года достиг 113 млрд рублей — против 375 млрд рублей прибыли годом ранее. Триггером кризиса стало возвращение мировых цен к многолетней норме: так, средняя цена энергетического угля в австралийском Ньюкасле, крупнейшем угольном хабе Азиатско-Тихоокеанского региона (АТР), в 2024 году снизилась на 60% в сравнении с уровнем 2022 года — $136 против $345 за тонну.
Рынки отыграли торговые ограничения 2021-2022 годов — временный запрет на поставки австралийского угля в Китай и эмбарго ЕС в отношении России. Исчерпание восстановительного роста спроса после пандемии COVID-19 накладывается на развитие угледобычи и бум возобновляемой энергетики в Китае. По данным МЭА, инвестиции в добычу угля в КНР в 2017-2023 годах увеличились на 65% — до $100 млрд в год. Это позволило китайским регуляторам с 2024 года ввести пошлины на импорт угля из России.
Доля угольной генерации в КНР в 2000-2024 годах сократилась с 78% до 58%, тогда как доля низкоуглеродных источников выросла за тот же период с 18% до 38%. К началу 2030-х атомная энергетика и возобновляемые источники (ВИЭ), скорее всего, будут обеспечивать свыше половины электрогенерации, с учетом того, что на долю Китая приходится свыше 60% глобального ввода ВИЭ и более 45% мощности строящихся атомных реакторов. Поэтому доступ на китайский рынок для российских поставщиков в ближайшие годы вряд ли станет проще.
Соседняя с Китаем Индия не сможет выступить полноценной альтернативой поставкам в Китай. С одной стороны, средние темпы ввода угольных ТЭС в Индии, по данным Global Energy Monitor, резко снизились за последние полтора десятилетия — с 16,8 ГВт в год в 2010-2014 годах до 4,4 ГВт в год в 2020-2024 годах. С другой, за возможность наращивания экспорта коксующегося (металлургического) угля в Индию российским производителям придется конкурировать с поставщиками из Австралии, утратившими лидирующие позиции на китайском рынке, из Монголии, ставшей вторым в мире экспортером коксующегося угля, и США, где коксующийся уголь может быть признан «критически важным минералом», что создаст преференциальные условия для его добычи.
Газовый «Титаник»
Риски падения рентабельности достаточно выражены и в газовой отрасли: согласно отчетности по МСФО, «Газпром» закончил с убытками 2023 год и III квартал 2024 года. Основная причина — резкое сокращение экспорта в страны Евросоюза. По данным Европейской сети операторов газотранспортных систем (ENTSOG), трубопроводные поставки из России в ЕС в I квартале 2025 года снизились на 89% в сравнении с I кварталом 2021 года — до 44 млн куб. м газа в сутки, а их доля в структуре европейского импорта — с 43% до 6%.
Из-за сокращения экспорта «Газпром» лишился значительной части выручки, позволявшей компенсировать общую неэффективность. В период с 2008 по 2023 год «Газпром» сократил добычу углеводородов на 19% (до 2,9 млрд баррелей нефтяного эквивалента) и при этом увеличил персонал на 32%, почти до 500 000 человек. Отсюда — планы по реорганизации «Газпрома», включая сокращение расходов и отказ от непрофильных активов.
Субсидии и кредиты
Снижение рентабельности характерно и для российской нефтепереработки. По данным Росстата, сальдированная прибыль НПЗ по итогам 2024 года сократилась на 13%, до 2,8 трлн рублей. Для сравнения: различные субсидии НПЗ в прошлом году составили в общей сложности 3,7 трлн рублей. С учетом сокращения ликвидной части ФНБ Минфин уже в 2026 году может попытаться урезать выплаты нефтяникам, которые в таком случае начнут отыгрывать потери за счет повышения цен на оптовом и розничном рынке.
Еще один пример — электроэнергетика: по итогам 2024 года сальдированная прибыль в производстве, передаче и распределении электроэнергии сократилась на 36,5% (до 1 трлн рублей), а два крупных участника отрасли — «Россети» и «РусГидро» — получили убыток по МСФО, в том числе из-за роста расходов на обслуживание кредитов. На длинном горизонте проблемой может стать рост нагрузки на потребителей, за счет которых компании будут «отбивать» рост издержек, связанный с удорожанием энергооборудования и уходом зарубежных поставщиков: по оценке Минэнерго, конечная стоимость электроэнергии вырастет почти вдвое в период с 2025 по 2042 год (с 6,6 руб. за кВт•ч до 12,8 за кВт•ч в ценах 2025 года).
Санкции и конечный спрос
К негативным факторам относятся и санкции, которые закрыли доступ на европейский рынок для российских производителей нефти, угля и полимеров, заблокировали реализацию новых крупных проектов в производстве сжиженного природного газа (СПГ) и увеличили дисконты на российские энергоресурсы. Проблемой является и рост налоговой нагрузки, который привел к падению рентабельности нефтедобычи в Поволжье и стал одной из причин кризиса в угольной отрасли.
В долгосрочной перспективе риском является и снижение потенциала внешнего спроса на нефть и газ из-за развития низкоуглеродной энергетики и транспорта. Торговые ограничения в США и Европе будут стимулировать китайских производителей электромобилей к выдавливанию автомобилей с двигателем внутреннего сгорания с китайского рынка и рынков развивающихся стран, которые сейчас рассматриваются в качестве основных драйверов нефтяного спроса. В свою очередь, бум солнечной генерации и внедрение накопителей энергии замедлит ввод новых газовых электростанций.
Это не означает отказ от использования ископаемого топлива, но влечет усиление конкуренции между производителями углеводородов, которое будет происходить на фоне масштабного ввода экспортных СПГ-мощностей в Северной Америке и плавучих установок для добычи нефти (FPSO) в Бразилии и Гайане.
Границы возможного
В этих условиях нужны решения, позволяющие снизить издержки на производство энергоресурсов внутри страны, минимизировать нагрузку на потребителей и при этом нарастить экспорт тех видов ископаемого топлива, спрос на которые будет расти в ближайшие годы. К таким решениям относится демонополизация в газовой отрасли, включая полное дерегулирование экспорта СПГ, пересмотр НДД и НДПИ на нефть, особенно для регионов со сложными условиями добычи, отказ от низкорентабельной подземной угледобычи, на которую приходится четверть предложения угля в России, и смещение географии отрасли на Восток, поближе к экспортным рынкам.
Эти решения практически не упоминаются в тексте энергетической стратегии. Конечно, сказываются рамки жанра: Минэнерго не может напрямую заявить, что без снятия санкций России придется забыть о вводе новых мощностей в СПГ-отрасли, а риски дефицита на топливном рынке станут долговременными. Но все же в силах регулятора подчеркнуть вызовы в развитии отрасли и обозначить те решения, которые находятся в границах возможного, будь то снижение налоговой нагрузки в нефтедобыче или развитие автономной солнечной генерации, которое может частично купировать энергодефицит в энергосистеме юга России.
Вместо этого в документе можно встретить отсылки к плану ГОЭЛРО 1920 года, предполагавшего централизацию в электроэнергетике, и совершенно нереалистичные проектировки по добыче угля. Что самое главное, энергетическая стратегия не отвечает на вопрос: что регуляторы будут делать со снижением рентабельности экспорта? Напротив, один из сценариев — сценарий технического потенциала оценивает возможности по увеличению предложения энергоресурсов без учета экономической целесообразности, хотя именно ее нужно ставить во главу угла.
Поэтому уже в скором будущем правительству, скорее всего, придется готовить новую стратегию для российской энергетики, которая будет жестче акцентировать риски и предлагать реальные ответы на основные вызовы.
Мнение редакции может не совпадать с точкой зрения автора