Энергетику хотят профинансировать токенами
15 сентября 2026 г.- отнесение ЦФА к доходу от продажи мощности будущей электростанции по договорам о предоставлении мощности (ДПМ; гарантирует фиксированную доходность инвестору за счет повышенных платежей оптовых потребителей);
- хеджирование рисков потребителей оптового рынка энергии и мощности (ОРЭМ);
- возможность использования цифрового киловатта в виде долгового ЦФА для привлечения инвестиций в строительство либо модернизацию электростанций.
- Сетевой холдинг «Россети» разместил в мае свой первый выпуск ЦФА. Объем эмиссии составил 2 млрд руб. по ставке «ключевая ставка» плюс 0,75 п.п. Срок обращения — три месяца. В пресс-службе «Россетей» сообщили «Эксперту», что ЦФА были выпущены для «привлечения краткосрочной ликвидности при покрытии кассовых разрывов». Текущая емкость рынка ЦФА не позволяет заменить классические инструменты финансирования, подчеркнули в компании.
- Госкорпорация «Росатом» разместила в июле пилотный выпуск ЦФА на 5 млрд руб. со сроком погашения 6 месяцев и доходностью 15% годовых. Всего планируется до 31 июля 2027 г. выпустить ЦФА несколькими траншами на сумму 50 млрд руб., а привлеченные средства направить в том числе на финансирование инвестпроектов, отмечали в корпорации.
- в июле 2026 г. проектные компании холдинга «Интер РАО» разместили облигации Каширской ГРЭС и Новоленской ТЭС на 6 млрд руб. и 3,5 млрд руб. по ставке купона «ключевая ставка» плюс 1,35 п.п.;
- в начале сентября «Т Плюс» разместила по открытой подписке трехлетние облигации на 10 млрд руб. Цель размещения не сообщалась.
На что нужны триллионы
Внедрение ЦФА и размещение облигаций — лишь некоторые варианты финансирования масштабных энергостроек, без реализации которых России в обозримом будущем грозит энергодефицит. До 2042 г., согласно Генсхеме размещения энергообъектов, в России предстоит ввести 88 ГВт новой генерации и модернизировать еще 66,4 ГВт. В результате установленная мощность российских электростанций (с учетом вывода старых мощностей из эксплуатации) должна вырасти к 2042 г. до 300 ГВт с 271 ГВт на начало 2026 г. Общий объем необходимых инвестиций с учетом развития энергосетей ранее оценивался Минэнерго в 57-63 трлн руб. По словам главы «Системного оператора» (диспетчера энергосистемы) Федора Опадчего, из этой суммы текущими механизмами привлечения инвестиций и тарифными решениями не покрывается порядка 40 трлн руб. в ценах соответствующих лет.
Помогут ли ЦФА и облигации
С помощью инфраструктурных облигаций до 2030 г. реально привлечь в энергетику от 0,5 до 1 трлн руб., с помощью ЦФА — до 30 млрд руб., а к 2042 г. — 2–3 трлн руб. и 0,5–1 трлн руб. соответственно, подсчитал для «Эксперта» советник гендиректора ассоциации «ФинТех» Алексей Войлуков. Эти суммы покроют не более 10% необходимых инвестиций, добавил он. Старший аналитик по энергетике «Альфа-Банка» Анастасия Егазарян согласна с тем, что основным способом финансирования эти инструменты вряд ли станут. ЦФА, по ее мнению, могут дополнить существующие механизмы привлечения инвестиций, а базой фондирования отрасли останутся классические инструменты — облигации и банковские займы. В «Совете рынка» также считают маловероятной возможность финансирования инвестпрограммы до 2042 г. за счет облигаций и ЦФА, хотя технически это реально. «Возможность их использования для финансирования конкретных проектов зависит от экономических параметров, специфики применяемого инструментария, финансового состояния организации и текущей ситуации в экономике», — пояснили в ассоциации. В «Сообществе потребителей энергии» (АСПЭ; лобби энергоемкой промышленности) указывают на положительное влияние расширения практики облигационных займов. Согласно подсчетам АСПЭ, они могут снизить стоимость финансирования по сравнению с банковскими кредитами на 3–5 п.п., а платежи в рамках инвестиционных механизмов — на 15–20%. Предварительное финансирование энергостроек можно привлекать через фондовый рынок без авансирования со стороны потребителей, считают в ассоциации. В «Совете производителей энергии» (СПЭ; лобби генерирующих компаний) на запрос не ответили. Тема авансирования строительства энергообъектов за счет оптовых потребителей электроэнергии активно обсуждается с 2025 г. Минэнерго
Откуда взять денег на энергетику
Анастасия Егазарян считает, что из-за длинного инвестцикла в электроэнергетике ДПМ и их аналоги — единственные варианты, позволяющие гарантированно окупить инвестиции. То есть за дорогие стройки, по ее мнению, в любом случае платить придется оптовым потребителям электроэнергии — в основном крупной промышленности. Альтернативных вариантов, способных покрыть потребности отрасли в денежных средствах, нет, уверена она. Через надбавку на оптовом рынке можно профинансировать не только возведение новых станций, но и магистральных электросетей, считает директор Центра исследований в электроэнергетике НИУ ВШЭ Сергей Сасим. Именно ограничения на рост тарифов на передачу электроэнергии, по его словам, не позволяют реализовать ряд важных электросетевых проектов. Сегодня через надбавки к оптовой цене электроэнергии помимо строительства новых электростанций также финансируется снижение цен для населения (перекрестное субсидирование на сумму около 300 млрд руб. в год), выравнивание цен в Калининграде и ДФО. Для финансирования энергопроектов остается нерешенной ключевая структурная проблема — дорогие заемные средства, отметил директор группы аналитики в энергетике Kept Сергей Роженко. По его словам, стоимость капитала для энергопроектов при высокой ставке неподъемна для рынка без государственного субсидирования по аналогии с льготной ипотекой. Напомним, что на заседании 11 сентября ЦБ сохранил ключевую ставку на уровне 14%. По оценке председателя набсовета АСПЭ Владимира Тупикина, снижение ставки по кредитам на 1 п.п. способно сэкономить 2,5 трлн руб. в период до 2042 г.