Генерация и сети: мнение ребят из индустрии

Ниже будут по пунктам приведены доводы/мнение из обсуждения с таким же частным инвестором как и мы с вами, по части этого сектора. Мнение является всего лишь мнением, прошу учесть это.

Часть 1. Прилёты: как на самом деле выводят из строя энергообъекты

По генерации. Сами энергоблоки: турбины, генерирующее оборудование — вывести из строя сложно: они внутри капитальных зданий. Попытки были, в новых регионах это происходит регулярно, но бьют не по блокам. Бьют по открытым распределительным устройствам (ОРУ), фактически по схеме выдачи мощности станции.

Логика простая: мощность вырабатывается турбиной, идёт на повышающий трансформатор, через ОРУ выходит на линии электропередачи. Всё это оборудование — трансформаторы, выключатели, разъединители, реакторы — стоят под открытым небом, и повредить несложно. При удачном попадании осколки секут не один трансформатор, а всю ячейку: изоляцию, коммутационные аппараты, иногда целые трёхфазные группы по три трансформатора за раз.

Новый трансформатор привезти и поставить быстрее, чем восстанавливать блок. То есть даже успешная атака на станцию это недели-месяцы, а не годы. Пример: Каширская ГРЭС (актив Интер РАО): её атаковали практически сразу после выхода из реконструкции, когда станция стала одной из самых современных ГРЭС в стране. На операционные показатели 2025 года это почти не повлияло — реконструированный блок достаточно быстро привели в норму после атаки.

По сетям. Принцип тот же, бьют по трансформаторам подстанций, только здесь они понижающие. Приоритетная цель это крупные узловые подстанции магистральных сетей (330 кВ и выше, в Московском регионе — и 220 кВ): через них идут большие объёмы мощности, и завалить одну узловую эффективнее, чем десяток мелких.

Из примеров: в прошлом году на подстанции 750 кВ в Вологодской области за один раз положили три трансформатора; Ленэнерго накрыли пару подстанций. Никто ничего особо не заметил так сказать.

Экономика ущерба. Трансформатор 110–220 кВ стоит от 80 до 250–300 млн рублей в зависимости от мощности и исполнения. С монтажом и наладкой разбитая ячейка идет в порядка 200 млн рублей. Страховая защита работает плохо: из личной практики человека это около 30% стоимости трансформатора удалось получить лишь год спустя. Страховщики затягивают дела и продавливают сетевые компании на 30–40% возмещения. То есть прилёты это прямые убытки сетей, возмещаемые частично и с лагом.

Отдельно отмечу, что предполагаю что 2+ млрд рублей в Россети Центр ушли в строчку резервы как раз на эту историю. Скорее всего, это восстановление приграничных регионов, где отдельные объекты отстраивали уже по три раза. История не разовая, риск сохраняется и, по оценке источника, растёт.

Резервирование. Все энергообъекты проектируются по принципу N-1: отказ любого одного элемента не должен затрагивать потребителя. Сети Центральной России закольцованы; Московское кольцо дополнительно повышает надёжность столичного региона. Чтобы оставить часть Москвы без света, нужно одновременно выбить минимум два элемента кольца и даже тогда эффект будет кратковременным.

Локализация оборудования. По распределительным сетям практически вся номенклатура электротехники производится в России: когда в 2022–2023 составляли списки критического импорта, выяснилось, что по распредсетям локализовано всё. Бывшие заводы иностранных производителей работают под новыми (а где-то и старыми) вывесками. Узкое место — крупные и редкие позиции магистрального уровня (500–750 кВ). Вторая проблема это очереди: заводы загружены на 6–8 месяцев вперёд, при аварии приходится перекупать чужую очередь у покупателей и подключать Минэнерго. Заводы-производители (например, на Урале) большие распределённые производства, полностью накрыть их ударами затруднительно.

Итог и предположения по теме: если зимой начнутся массированные удары по энергетике, первыми пострадают магистральные сети и генерация; распределительные сети во вторую очередь.


Часть 2. Износ и тарифы: почему индексация догоняющая, а не «жирующая»

Был длинный период жёсткого недофинансирования сетей: годы с нулевой индексацией тарифа, годы с индексацией ниже инфляции. Параллельно до 2022 года действовало льготное технологическое присоединение: 15 кВт за 550 рублей и его тоже надо было из чего-то финансировать. Коллега вспоминает годы, когда треть средств раздела «модернизация/реконструкция/реновация» инвестпрограммы уходила на техприс: треть сетей, которые должны были обновить, не обновляли. И так 10–15 лет подряд.

Результат: сегодня порядка 60–65% подстанционного оборудования выработало нормативный срок службы. По линиям чуть лучше — около 55% (норматив для ЛЭП принято считать 35–40 лет). Связь между выработкой нормативного срока, аварийностью и показателями надёжности существует. Коллега занимался именно этим вопросом долгие годы.

Отсюда вывод, совпадающий с ретроспективным анализом, который обсуждали в беседе (накопленная индексация тарифа только сейчас догоняет накопленную инфляцию): текущие двузначные индексации не есть сверхдоходы монополии, а компенсация многолетнего провала. На конференции Россетей 12 июля анонсировали, что повышенная индексация продолжится в ближайшие годы.


Часть 3. Потери

Потери — операционный показатель, который раскрывается в годовых отчётах и сидит в Кипиай топ-менеджмента всех сетевых компаний. Но разброс между компаниями объясняется не только инвестициями:

— Россети Северный Кавказ — потери порядка 30%. Причина не в недофинансировании, а в набросах на провода и потребителях, которых «нельзя отключать».

— Тюменьэнерго (контур Россети Тюмень) — около 3%, лучший показатель. Но это чистая физика: длинные сети высокого класса напряжения (много 220 кВ), а потери обратно пропорциональны квадрату напряжения — вдвое выше напряжение, вчетверо ниже потери.

Отдельная боль это сети, принимаемые от прочих ТСО в рамках консолидации (механизм СТСО): без ремонтной и эксплуатационной документации, с неизвестным составом оборудования, с потерями до 80% на отдельных участках.

Реальный кейс: одна компания (без имен, я не глубоко погружен так в логику потерь и премий, не понял о ком речь) приняла ~2% сетей от сторонних ТСО и из-за них завалила годовой КПЭ по потерям, менеджмент остался без премии. При этом под принятые сети не дают ни роста численности персонала, ни спецтехники: у линейного участка было 500 км линий в радиусе 50 км — стало в полтора раза больше в радиусе 100 км, а машин и монтёров столько же. Невозможно даже нормировать аварийный резерв, потому что неизвестно, какое оборудование стоит на принятых сетях.


Часть 4. Консолидация: «назад в РАО ЕЭС»

Несколько лет назад в стране было порядка двух тысяч территориальных сетевых организаций. Цель регулятора сократить до 400, затем до 200. Минэнерго ежегодно ужесточает критерии отнесения к ТСО — территориальная сетевая организация (протяжённость линий, мощность трансформаторов, число подстанций). Кто не проходит, тот теряет статус, не попадает в «котёл», не получает тариф и вынужден отдавать сети системообразующей ТСО. Очередное ужесточение критериев вышло буквально в прошлом месяце.

Процесс небыстрый и конфликтный. Во многих регионах мелкие ТСО аффилированы с областными властями: существовали (и существуют) схемы, когда сети, принадлежащие области, передавались в эксплуатацию «своим» ТСО за плату выше экономически обоснованной. Ряд областных властей судился по поводу законности самой конструкции СТСО. На Дальнем Востоке отдельные регионы до сих пор держат сети под собой — в Якутии линии высокого класса напряжения принадлежат республиканскому министерству имущественных и земельных отношений.

Спрогнозировать, какая ТСО сдастся следующей, почти невозможно. По мелким можно работать с реестром ТСО отфильтровать тех, кто перестаёт проходить критерии после очередного ужесточения. По крупным непредсказуемо. Но направление таково что консолидация продолжится. Качественно это плюс, сети переходят к организациям с персоналом, техникой и стандартами. Показательно и то, как работает контроль: филиалы Россетей ежегодно проходят реальные выездные проверки готовности к отопительному сезону (Минэнерго, техинспекция), и неполучение паспорта готовности стоит должности главному инженеру филиала. Тысячи мелких частных сетей отчитываются формально и санкций за провал фактически нет, либо коллега не в курсе — тут не могу быть уверен.

Конструкцию СТСО пытались оспаривать в судах от коллективного иска частных ТСО в Верховный суд до конфликтов в регионах, где сетевые компании аффилированы с местными элитами (Хакасия, Кузбасс), а часть областей просто затягивает передачу сетей, за что их дожимает Генпрокуратура

Часть 5. Экономика капекса: на чём сети зарабатывают, меняя железо


Капитальные вложения сетей окупаются тремя каналами: рост «котловой» выручки от новой мощности, снижение будущего опекса и снижение аварийности (плановые показатели надёжности зашиваются в каждый инвестпроект).

Наглядный пример по опексу это опоры ЛЭП. Больше половины протяжённости линий в стране стоит на деревянных опорах, ещё порядка 30% это железобетон. Деревянные горят, гниют, а после определённой степени загнивания на них запрещено подниматься по охране труда (были падения с летальными исходами и скандалы на уровне министерства). Капремонт линии на деревянных опорах идет раз в 6 лет, на железобетонных или металлических раз в 12. Замена опор режет периодичность ремонтов вдвое и позволяет сокращать ремонтный персонал в полтора раза. Аналогичная арифметика есть и по станционному оборудованию.

Тонкое место это внедряемые эталоны затрат на эксплуатацию. По мнению коллеги идея благая, но реализация кривая: эталоны дадут повышающие коэффициенты компаниям со старым парком оборудования — и тем самым будут дестимулировать обновление сетей. Справедливого выравнивания тарифов от эталонов он не ждёт.

И системная оговорка про менеджмент: гендиректора МРСК в массе своей бывшие главные инженеры. Их религия это надёжность и перестраховка, а не финансовый результат и капитализация. Работа по операционной эффективности при этом ведётся: лет шесть назад по итогам большого аудита для каждой дочки разработали программы снижения затрат от нормирования численности до борьбы с потерями.


Часть 6. По компаниям


Россети Центр. Прифронтовая компания: исполнительный аппарат исторически частично сидел в Белгороде, приграничные объекты отстраивались по несколько раз. Отсюда и большой капекс на реконструкцию, и резерв в отчётности. Всплеск ИПР на 2024–2026 с последующим падением вдвое это вероятно, именно восстановительная волна.

Россети Центр и Приволжье. Хорошая сеть и единственная, которая годами выдавала факт лучше плана. Управляется Центром (единый гендиректор как управляющее лицо обеих компаний; доходило до того, что директора департаментов Центра одновременно сидели директорами филиалов ЦиП). Прежний руководитель это «военный» стиль, без интереса к капитализации; недавно сменился, и по отзывам изнутри «ветер перемен» ощущается позитивно. Почему компания в свежей ИПР повысила капекс (со снижением дивидендной базы) ответа мы не нашли и объяснить не можем.

Россети Московский регион. Главная интрига это линия постоянного тока от одной из АЭС Воронежской области до Москвы (плюс вторая ЛПТ планируется в Сибири для связи Сибири и Дальнего Востока). Это огромная разовая стройка принципиально новой для нас инфраструктуры: действующая вставка постоянного тока в стране одна, Выборгская; передача Волгоград–Донбасс законсервирована ещё в конце 2000-х. Оборудование для постоянного тока массово в РФ не производится, переговоры с китайцами о поставке трансформаторов (ведёт НТЦ ФСК ЕЭС) буксуют уже давно. Вот вам и геополитические друзья,. Отсюда два вывода: капекс МР может оказаться разовым горбом, но со значимым риском удорожания против плана: технологией «пока не владеем». Отдача будет: новая мощность умножается на тариф. Плюс кадровый сигнал главным инженером МР недавно стал бывший главный инженер Ленэнерго, о котором очень хорошо отзываются; из Ленэнерго в МР сейчас идёт некая миграция руководителей.

Россети Северо-Запад. Среднестатистическая МРСК: ни старых, ни новых сетей, ни явных драйверов с производственной точки зрения. У компании самые протяжённые сети и самая высокая индексация (2027 год), большой всплеск капекса на 2025–2026 может быть связан со строительством второй Кольско-Карельской связи (звучало в беседе, но фактуру надо смотреть отдельно желающим и интересующимся).

Россети Юг и Северный Кавказ. Хронически худшие: удельный тариф на ремонтную программу в 2–3 раза ниже среднего по МРСК, жёсткое недофинансирование. Свежая вишенка по Югу: предписание природоохранного ведомства установить птицезащитные устройства на каждую опору до 2030 года по расчётам компании, это эквивалент двух лет вообще без ремонтов; суды проиграны.

Россети Урал. По возрастной структуре активов и удельным затратам на ремонт схожа с Волгой: производственной разницы между ними коллега не видит. Вполне качественный актив сам по себе.

Ленэнерго. Возьмем за классический эталон с див выплатой зафиксированной на преф аж на уровне устава.

РусГидро. Максимальный скепсис от человека, отработавшего там пять лет. Показательный штрих: к годовому собранию акционеров компания заявила о 100% завершении релокации сотрудников в Красноярск при том, что один из двух московских офисов работает и там «куча народа».

«Если врут в этом, то почему нужно верить прогнозам финпоказателей?» Компания сильно закредитована (капекс в долг в отличие от Интер РАО), эксплуатация на Дальнем Востоке ведётся «уровнем ниже, чем в Россетях»: ремонтную программу по Якутии за время работы коллеги потихоньку срезали вдвое. Либерализация энергорынка Дальнего Востока помогает, но веры в выполнение заявленных планов нет. До 31.12.2028 РусГидро обязана прекратить совмещение передачи и генерации на Дальнем Востоке: ДРСК и сети Якутскэнерго должны уйти. Россети съездили в аудит дальневосточных сетей и, по сведениям источника, «даром такое не надо»: брать будут только если заставят. А сами не горят таким желанием.

Интер РАО. Генерацию коллега не держит из-за риска прилётов (Каширская ГРЭС как раз их актив, и её уже атаковали в 2024). Контраргумент был в беседе от одно го из участников оной: по 2 рубля актив окупается дивидендами за 4–5 лет даже без роста прибыли и при пейауте в четверть прибыли; пик капекса, судя по всему, пройден: два мегапроекта (Новоленская ТЭС и Каширская) завершаются, дальше проекты будут мельче; капекс финансируется прибылью, а не долгом. Долгосрочно генерация будет в цене: дата-центры и рост нагрузки никуда не денутся, и есть гипотеза, что после сетей волна повышенной индексации придёт в генерацию, хотя бы вслед за опережающей индексацией газа.


Как обычно, буду рад если вам заходит мой контент и вы поддержите меня подпиской на смартлабе и/или в тг.

t.me/+37YDgqwV2bM3ZTcy