Помимо обсуждаемых договоров на поставку мощности (ДПМ), участники рынка предлагают распространить на строительство ГЭС авансирование — частичную оплату стройки до ввода в эксплуатацию. По данным «РусГидро», предварительное финансирование строительства всех ГЭС и ГАЭС Генсхемы снизит нагрузку на потребителей на 26%, или на 4,6 трлн руб. С этим не согласны крупные потребители, считая, что долг перекладывается с энергокомпании на клиентов.

Регуляторы и участники рынка прорабатывают варианты возврата инвестиций в строительство ГЭС, предлагая распространить на них механизм авансирования, который в обсуждениях ранее касался только тепловой генерации. Вопрос рассматривался 25 июня на круглом столе комитета Госдумы по энергетике. Согласно предложениям, инвестор сможет включить в стоимость уже поставляемой мощности дополнительные средства. Они будут идти на строительство ГЭС и ГАЭС, мощность которых после их ввода в эксплуатацию будет поставляться по договорам купли-продажи или ДПМ.

Ранее для гидроэнергетики действовал свой механизм возврата инвестиций за счет повышенных платежей на оптовом рынке электроэнергии в течение 20 лет — ДПМ ГЭС. Регуляторы предлагают его возродить, предусмотрев возможную корректировку технико-экономических параметров проекта, в том числе без применения штрафов. Но гарантированная доходность по ДПМ ГЭС была ниже, чем для тепловой энергетики,— 10,5%. Как заявил председатель комитета Николай Шульгинов, параметр для ГЭС должен быть не менее 14%.

Сегодня строительство ни одной ГЭС, предусмотренное Генсхемой размещения объектов электроэнергетики до 2042 года, не начато.

Приоритетные проекты, как предложил замминистра энергетики Евгений Грабчак, стоит зафиксировать и предусмотреть назначение инвесторов через правительственную комиссию, это же касается ГАЭС.

Господин Грабчак предложил проводить конкурс в два этапа — на предпроектные исследования и строительство. По его словам, невозможно принять решение о параметрах ГЭС без предварительных исследований, поэтому для их проведения стоит выносить на конкурс либо назначать компании с последующей компенсацией всех затрат на втором этапе. Инвестор, который дешевле построит, и будет реализовывать проект, компенсируя затраты на обследование инвесторам, которые пришли на первый конкурс.

Член правления «РусГидро» Роман Бердников считает, что надо назначать одну компанию, которая будет и проектировать станцию, и строить. Проектирование Нижне-Зейской ГЭС «РусГидро» закончит до конца года и уже закладывает небольшую сумму на начало строительных работ — как считает господин Бердников, на примере этой станции можно отработать схему ДПМ. А предварительное финансирование всех ГЭС и ГАЭС позволит сократить общую нагрузку на потребителей примерно на 26%, или на 4,6 трлн руб., следует из его презентации. Влияние приоритетных проектов ГЭС на цену ОРЭМ составит 0,2% с авансами по Нижне-Зейской ГЭС и 0,1% с авансами по Крапивинской ГЭС.

В «Сообществе потребителей энергии» не поддерживают механизм авансирования строительства генерации без встречного предоставления гарантий.

Там отмечают, что экономия в 26%, или около 4,6 трлн руб., отражает лишь снижение расходов генераторов на обслуживание кредитов, но не учитывает полную стоимость денег и совокупные издержки экономики. Если промышленность платит за стройку до ввода станции, она теряет оборотный капитал либо сама вынуждена привлекать банковское финансирование, таким образом долг переходит из баланса энергокомпании на баланс потребителя, снижая его ликвидность, платежеспособность и возможности для инвестиций, говорят в ассоциации.

Более эффективное и рыночное решение — выпуск целевых инфраструктурных облигаций, позволяющих привлечь долгосрочный капитал по ставкам ниже банковского кредитования, с прозрачными условиями и ответственностью эмитента за стоимость, сроки, качество и результат проекта, отметили в «Сообществе потребителей энергии».

Для новых крупных ГЭС классический ДПМ необходим, но в чистом виде он может быть недостаточен, считает вице-президент ВТБ Михаил Расстригин.

Такой механизм, по его словам, хорошо решает задачу возврата инвестиций через долгосрочный платеж, но он не всегда в полной мере распределяет те риски, которые могут быть возложены на инвестора — территориальное планирование, подготовка инфраструктуры, земельные и водные вопросы.

«Целесообразно обсуждать для крупных инвестиций в ГЭС договор, который бы сочетал в себе вопрос возврата инвестиций и инструментарий по распределению проектных рисков»,— сказал господин Расстригин. Инвестор должен отвечать за строительство и эксплуатацию станции, а государство за те условия, которые зависят от него. Такое распределение рисков и ответственности можно реализовать за счет действующих механизмов государственно-частного партнерства, что в том числе это позволит снизить стоимость финансирования и увеличить его объем, отметил эксперт.

Анна Тыбинь