04.08.2025 Переток
Ключевой темой в российской электроэнергетике в стартующем в сентябре деловом сезоне станет поиск источников инвестиций для строительства новой генерации. К 2042 году для обеспечения растущих потребностей и замены изношенных мощностей в рамках Генсхемы планируется построить 88,5 ГВт, что оценивается в 40 трлн рублей, из которых у самих энергетиков набирается лишь 1 трлн. Сейчас и участники рынка, и регуляторы на фоне крайне высоких кредитных ставок активно обсуждают возможность внедрения альтернативных инвестиционных механизмов, в частности, авансирования строительства новых мощностей. Этот инструмент интересен и промышленности, которая сможет снизить свои будущие расходы. Но для расширения возможностей необходимо развивать также систему двухсторонних соглашений, говорят промпотребители. Об одном из вариантов таких инвестдоговоров рассказывает директор «Сообщества потребителей энергии» Валерий Дзюбенко.
В российской электроэнергетике наступает момент истины: выбывающие мощности требуют замещения, при этом стоимость капитала остаётся очень высокой, что делает использование привычных механизмов, таких как договор предоставления мощности (ДПМ) и его аналогов, всё менее оправданным с точки зрения экономики. Можно ли добиться тех же целей, но с меньшими издержками? Среди возможных инструментов в отрасли уже обсуждается авансирование инвестиций в генерацию в текущих платежах за мощность (аналог целевой инвестсоставляющей (ЦИС) и Construction Work in Progress, CWIP). Есть ли другие? Один из ответов – набирающий популярность в мире механизм контрактов на разницу цен (Contract for Differences, CfD).
Что такое CfD и как он работает
Контракт на разницу цен – это договор между инвестором (генерирующей компанией), потребителями и регулятором, в котором фиксируется цена (strike price), обеспечивающая возврат инвестиций. Если рыночная цена (reference price) выше фиксированной цены – инвестор возвращает разницу потребителям. Если ниже – получает от них доплату. Это не субсидия, а страховка от волатильности. И главное – без завышенных цен: инвестор не может получать сверхдоход в случае рыночного «ралли», а потребитель не переплачивает.
Наиболее развитая и масштабная модель CfD функционирует в Великобритании с 2014 года. Через серию конкурентных аукционов правительство обеспечило финансирование для ветропарков, солнечных и атомных электростанций с суммарным объёмом мощности около 30 ГВт. Strike price снижались с каждым раундом: со £140 до £37 за 1 МВт•ч. К примеру, оффшорный ветропарк Hornsea Two получил CfD с фиксацией цены ниже средней рыночной – £57,5 за 1 МВт•ч, что позволило привлечь финансирование и быстро развернуть строительство.
ЕС рекомендует использовать CfD для поддержки новых ВИЭ-, гидро- и атомных проектов. Нидерланды пошли ещё дальше – для некоторых ветропарков фиксированная цена равна нулю, то есть генераторы зарабатывают только на рынке, а государство берёт на себя инфраструктурные риски. В Латинской Америке, где высока макроэкономическая нестабильность, CfD применяются для защиты долгосрочных инвестиций: в Чили – для солнечных электростанций с горизонтом 15 лет.
Однако при неправильной калибровке strike price (завышении прогнозных цен и объёмов спроса) у потребителей есть риск переплаты.
CfD и ДПМ
С момента запуска первой волны ДПМ в 2008 году механизм обеспечил ввод более 40 ГВт новых мощностей на ТЭС, АЭС и ГЭС. Инвестор получал гарантированный доход за готовность мощности независимо от того, сколько она реально генерирует. Это позволило модернизировать генерацию, привлечь инвестиции и сдержать рост аварийности. Но модель начала «скрипеть», не оправдывая ожидания потребителей. Почему? Во-первых, оплата за готовность, а не за эффективность позволяет полностью окупаться даже простаивающим объектам, что увеличивает тарифно-ценовую нагрузку на потребителей. Во-вторых, существует проблема непрозрачности критериев и порядка выбора проектов, фактическое отсутствует конкуренция.
В дискуссиях вокруг эффективности механизма ДПМ и его более поздних аналогов (КОММод, КОМ НГО) есть один очень важный аспект – доля доходов инвестора на рынке электроэнергии (РСВ), засчитываемая в инвестиционный платёж потребителей. Её размер устанавливается регулятором или заявляется инвестором, но варьируется до максимального предела в 38%. Другими словами, если доходы на РСВ за счёт ценового ралли превысили учитываемый в инвестиционном платеже долевой предел, они остаются в распоряжении инвестора. Сценарий джекпота, позволяющий инвестору окупить вложения раньше, не устраивает потребителей – они вынуждены продолжать вносить инвестиционные платежи из-за отсутствия у механизма ДПМ должной гибкости. Механизм CfD исключает такой сценарий – доходы балансируются, исходя из фиксированного объёма выручки, и потребители не переплачивают.
У ДПМ и его производных в этой связи есть ещё один ключевой изъян. Простаивающие вновь построенные станции полностью окупаются за счёт потребителей. Например, минимальная доля учитываемого дохода на РСВ для проектов КОММод, установленная регулятором на уровне 4%, позволяет инвестору получить фактически весь заявленный доход за счёт платежей потребителей на рынке мощности с минимальной загрузкой. Примеры, когда инвестор заявил доходность РСВ выше 4%, единичны. CfD этого изъяна лишён. Для соблюдения условий контракта владельцы новой генерации заинтересованы максимизировать её загрузку, тем самым усиливая конкуренцию и способствуя снижению цены, от слишком сильного падения которой инвестор этим же контрактом застрахован.
Сценарий мягкой и эффективной трансформации инвестиционного процесса
Если отбросить незначительные детали и тонкости, можно утверждать, что CfD уже применяется в России и доказал свою работоспособность. Таковыми являются договоры ДПМ АЭС/ГЭС и ДПМ ВИЭ 2.0. Они обеспечивают фиксированные доходы поставщика с балансировкой платежа по расчётному и фактическому объёму выработки без риска переплат для потребителей.
Эволюционная трансформация в своё время позволила устранить некоторые недостатки и усовершенствовать механизм гарантирования инвестиций (МГИ) для покрытия локальных дефицитов времён начала отраслевой реформы в современный КОМ НГО.
Усовершенствование механизма ДПМ ВИЭ также позволило создать предсказуемый и прозрачный способ инвестирования, который с определёнными допущениями можно масштабировать на другие виды генерации. Никакой механизм не идеален. CfD – это своего рода контракт на будущее, а значит, он зависит от качества прогнозов и администрирования. Тем не менее, уровень риска для всех сторон представляется более сбалансированным и приемлемым, чем в ДПМ и КОММод.
Исходя из этого, распространение уже опробованного на ВИЭ CfD на тепловую генерацию, внедрение свободных двусторонних инвестиционных контрактов (PPA), апробация механизма авансирования инвестиций в текущих платежах (CWIP) вкупе с уже реализуемыми проектами КОММод и КОМ НГО может представлять собой сбалансированный микс инвестиционных механизмов для воплощения сценария мягкой и эффективной трансформации инвестиционного процесса в отрасли.