Минэнерго планирует возродить механизм возврата инвестиций для гидроэлектростанций, заложенных в программе развития энергетики до 2042 года. Речь идет о договорах на поставку мощности, которые для ГЭС раньше действовали в течение 20 лет. Сейчас, без поддержки, ни одна из крупных ГЭС не находится в стадии строительства. Выбор такого механизма, учитывая длительный период окупаемости ГЭС и их дороговизну, логичен, но стоит урегулировать и вопрос строительства водохранилищ, считают аналитики.
Регуляторы прорабатывают меры поддержки строительства гидроэлектростанций. В частности, речь идет о возобновлении действия договоров на поставку мощности (ДПМ) для ГЭС — механизма возврата инвестиций за счет повышенных платежей на оптовом рынке. Соответствующие положения содержатся в опубликованном законопроекте «О содействии инфраструктурному развитию и повышению эффективности управления в сфере электроэнергетики». Это подтвердили и в Минэнерго. Раньше срок окупаемости инвестиций по ДПМ ГЭС составлял 20 лет вместо 15 лет для ТЭС, доходность — 10,5% годовых (против 14%). Обсуждаемые сегодня экономические параметры в министерстве не прокомментировали.
Правила оптового рынка могут предусматривать формирование перечня ГЭС и ГАЭС, действующих на основе ДПМ, следует из законопроекта. Кроме того, «Росэнергопроект», государственный оператор поддержки энергорынка, станет ответственным за подготовку земельных участков для водохранилищ, а также их строительство. Промышленных потребителей могут обязать платить новые целевые взносы на развитие электроэнергетики, а также инвестиционные инфраструктурные платежи.
В Минэнерго сообщили «Коммерсанту, что законопроект предусматривает наделение правительства полномочиями по утверждению порядка возврата инвестиций при строительстве ГЭС и ГАЭС. В частности, предполагается возврат инвестиций в рамках платы за мощность, при этом, учитывая более существенные объемы работ и сроки строительства ГЭС, генерацию предполагается отбирать по результатам ОБИН (обоснование инвестиций). Проекты соответствующих актов правительства сейчас разрабатываются с отраслевым сообществом с учетом поручений президента, добавили в Минэнерго. Кроме того, уточняют в министерстве, законопроект конкретизирует положения Градостроительного, Земельного и Лесного кодексов, позволяющих эффективно обеспечить размещение водохранилищ.
В «РусГидро» сообщили газете, что поддерживают возвращение механизма ДПМ на возведение ГЭС и ГАЭС, без которого их строительство невозможно. Среди первоочередных объектов компания видит строительство противопаводковой Нижне–Зейской ГЭС в Амурской области, проектирование которой уже ведется.
В последние годы крупные ГЭС в России фактически не строились, но к 2042 году планируется возвести 12 ГЭС и ГАЭС общей мощностью 7,5 ГВт. Основные объекты будут расположены в Сибири и на Дальнем Востоке, где наблюдается самый высокий по стране прирост энергопотребления — на 4,8% по итогам 2025 года. Тельмамская ГЭС в Иркутской области, согласно Генеральной схеме размещения объектов электроэнергетики, должна начать работу уже с 2031 года, а Нижне–Зейская ГЭС — с 2032 года, что остро ставит вопрос о создании программы поддержки ГЭС. Востребованность утвержденных объемов гидрогенерации на Дальнем Востоке будет зависеть от темпов ввода АЭС в регионе, говорил председатель «Системного оператора» Федор Опадчий.
Для компенсации накопленных «РусГидро» долгов регуляторы уже одобрили ряд мер. Продление дальневосточной надбавки до 2035 года может принести компании около 30 млрд. руб. ежегодно, а 8 млрд. руб. из невыплаченных дивидендов будут направлены на модернизацию объектов, приводил оценки замминистра энергетики Петр Конюшенко. За счет ускоренного повышения доли свободно продаваемой выработки ГЭС на Дальнем Востоке «РусГидро» может получить еще 145 млрд. руб. с 2026 по 2030 год, говорил член правления компании Роман Бердников.
Директор Центра исследований в электроэнергетике НИУ ВШЭ Сергей Сасим считает, что механизм ДПМ в текущих условиях — наиболее логичный выбор для обеспечения инвестиционного процесса в гидроэнергетике. Длительный период окупаемости ГЭС и их дороговизна, как поясняет аналитик, делают проекты неконкурентоспособными в рамках классической инвестиционной оценки, не учитывающей характер социально–экономических эффектов сооружения ГЭС, а также специфику структуры финансирования, где основная доля капитальных вложений приходится на строительные работы, а не на энергооборудование, как у ТЭС. «Для запуска инвестиционного цикла в гидроэнергетике потребуется решить вопрос создания водохранилищ, которые являются объектами федеральной собственности»,— напоминает господин Сасим. Ведь расходы на подготовку зон затопления ложатся на плечи инвесторов, что существенно увеличивает стоимость строительства и повышает риски.