«ГЭС надо вернуть в конкурентное поле»

Идея строительства новых ГЭС в ДФО стала актуальной в 2013 году во время катастрофического наводнения – крупнейшего зафиксированного за всю историю метеорологических наблюдений в этом регионе. Для этого смахнули пыль с наработок советских времен, обратившись к результатам изысканий на четырёх перспективных створах в бассейне Амура – Нижне-Зейском, Селемджинском, Гилюйском и Нижне-Ниманском. С этого момента тема возведения гидроузлов на притоках главной водной артерии Дальнего Востока с разной степенью интенсивности обсуждалась компанией «РусГидро», Минэнерго РФ, вице-премьером – полпредом президента в ДФО Юрием Трутневым, руководством Амурской области и Хабаровского края. А недавно об этом в интервью ТАСС рассуждал глава Якутии, руководитель комиссии Госсовета по направлению «Энергетика» Айсен Николаев. Также о недостаточном уровне использования гидропотенциала Дальнего Востока на совещании по вопросам развития топливно-энергетического комплекса ДФО в рамках ВЭФ-2025 заявил президент.

В 2021 году регион накрыл очередной мощный паводок, через два года «РусГидро» заявила о начале проектирования станций. Однако в практическую плоскость вопрос перевести не удалось – источников финансирования стройки тогда не нашли. И это при том, что помимо противопаводкового эффекта гидроузлы были бы весьма востребованы и с точки зрения производства электроэнергии. Прогнозируемые темпы роста электропотребления в ОЭС (объединённой энергосистеме – ред.) Востока на тот момент и сегодня являются максимальными среди всех энергосистем России – в среднем на 3,2% в год с достижением уровня в 71 млрд кВт•ч к 2036 году. В результате два проекта – Нижне-Зейская ГЭС (100 МВт) и Селемджинская ГЭС (400 МВт) – были включены в Генеральную схему размещения объектов энергетики до 2042 года. Но и это событие не способствовало активизации строек и, самое главное, получению ответа на вопрос: где взять деньги?

Механизмы, водохранилища и высокий CAPEX

Генсхемой предусмотрен ввод 4,2 ГВт новых гидрогенерирующих мощностей преимущественно в Сибири и на Дальнем Востоке. Поиск источников финансирования для этих проектов упирается, прежде всего, в фактическое отсутствие гарантированного источника возврата инвестиций, подобного механизмам КОМ НГО (отбор проектов новой генерации – ред.) и КОММоду (конкурсный отбор проектов модернизации – ред.) у ТЭС.

Для ГЭС теоретически может быть использован механизм КОМ НГО. Однако сегодня его инструментарий в условиях высоких ставок ЦБ не работает эффективно даже для тепловой генерации, для которой он был создан в первую очередь. При текущих уровнях ставок по коммерческим кредитам в размере 22–24% инвестор начнёт получать возврат вложенных средств только после запуска электростанции. И то с доходностью на уровне 16–17% – в соответствии с прогнозом социально-экономического развития России. В частности, данное обстоятельство послужило не последней причиной отсутствия заявок инвесторов на строительство новой генерации в ОЭС Юга.

Отдельной проблемой для встраивания гидрогенерации в КОМ НГО выступает принцип проведения отборов с указанием типа используемого топлива. Такой подход значительно сужает конкурентное поле и выбивает ГЭС из числа потенциальных участников таких отборов.

Ключевым барьером для использования действующих на ОРЭМ (оптовый рынок электроэнергии и мощности – ред.) механизмов возврата инвестиций в отношении ГЭС является отсутствие гарантий по возмещению затрат на подготовку ложа водохранилища. Сегодня эти расходы, составляющие 20–30% от стоимости всего объекта, не отнесены к капитальным, фактически ложатся на застройщика и не возмещаются в составе платы за мощность в рамках действующих инвестиционных механизмов оптового рынка. Данная проблема настолько масштабна, что даже перевод КОМ НГО на принцип полной технологической нейтральности не смог бы обеспечить инвестиционную привлекательность новых гидростроек. Так, например, базовые удельные капитальные затраты на сооружение паросиловых и парогазовых ТЭС в соответствии с Генсхемой находятся в диапазоне 134–260 тыс. рублей/кВт, тогда как на стройку ГЭС без учёта ложа водохранилища – 154–240 тыс. рублей/кВт. Включение расходов на водохранилища повысит удельную стоимость ГЭС до 200–340 тыс. рублей/кВт, что делает такие проекты неконкурентным.

Ещё один барьер – это подход, при котором в Генсхеме при формировании рациональной структуры мощностей сравнивается эффективность всех видов генерации на достаточно коротком промежутке времени – 20 лет. Такой временной отрезок увеличивает долю CAPEX в составе конечного продукта – вырабатываемого киловатт-часа – и делает ТЭС для рынка дешевле ГЭС в рамках одной территории.

Сложные решения и преобразования

Предусмотренное Генсхемой наращивание доли гидрогенерации в структуре производства электроэнергии потребует ряда объёмных и сложных решений. Прежде всего, необходимо изменить подходы к формированию рациональной структуры генерирующих мощностей в сторону расширения временного горизонта учёта эффективности всех видов генерации – до 100 лет. С учётом типовых сроков службы различных видов генерации для устойчивого покрытия спроса на электроэнергию на столетнем горизонте необходимо построить от трёх до пяти объектов ВИЭ с накопителями, две ТЭС и только одну ГЭС. Относительно более высокие капзатраты на последнюю на первоначальном этапе будут компенсированы в рамках фазы эксплуатации. За эту сотню лет гидромощности за счёт отсутствия топливной составляющей и более низкого уровня удельных операционных затрат (2,2 тыс. рублей за 1 кВт в год для ГЭС против 2,4–4,1 тыс. рублей для ТЭС) также обеспечат рынку более низкую стоимость производимого киловатт-часа.

Ещё одной фундаментальной задачей является совершенствование действующего законодательства, в рамках которого следует зафиксировать отнесение затрат на подготовку водохранилищ к CAPEX для обеспечения возврата с рынка вложенных средств. А также интегрировать в нормативку механизм дополнительной финансовой поддержки создания таких объектов. Здесь целесообразно рассмотреть возможность применения дополнительных налоговых льгот, пересмотр дивидендной политики для государственной «РусГидро» и другие стимулирующие меры, которые не предусматривают прямое бюджетное субсидирование.

Также можно доработать действующий механизм возврата инвестиций КОМ НГО, адаптировав его к нестабильным макроэкономическим условиям и сделав его более технологически нейтральными для обеспечения конкуренции между различными видами генерации. Это позволит снять напряжённость инвесторов по вопросу компенсации вложенных в строительство ГЭС средств.

Дополнительным инструментом, обеспечивающим повышение инвестиционной привлекательности ГЭС, может стать заключение долгосрочных контрактов на поставку электроэнергии – например, с гарантирующими поставщиками электроэнергии. Этот механизм достаточно широко используется в международной практике. Так, начиная с 1950-х годов, более 90% гидроэлектростанций строились за счёт обязательств потребителей покупать электроэнергию, в том числе в рамках долгосрочных контрактов.

Анонсированные по итогам ВЭФ меры поддержки «РусГидро» позволят обеспечить проекты развития гидроэнергетики источниками финансирования. Высвободившиеся средства, безусловно, не смогут закрыть все затраты, связанные со строительством новых ГЭС, но такой шаг сделает возможным оплату ПИР (проектно-изыскательских работ – ред.). Это, в свою очередь, обеспечит готовность компании к развороту и финансированию СМР (строительно-монтажных работ – ред.) на момент вступления в силу всех описанных выше поддерживающих мер.

Дальневосточный гидроренессанс и его эффекты

Все генерирующие мощности, возводимые для работы на ОРЭМ, в соответствии с действующими подходами к возврату инвестиций, оплачиваются потребителями за счёт повышенных платежей за мощность. Расширение горизонта расчётов эффективности новых станций с 20 до 100 лет может сделать энергию ГЭС на всём жизненном цикле объекта значительно дешевле ТЭС, что снизит затраты потребителей на развитие энергоинфраструктуры нашей страны.

В комплексе с совершенствованием законодательства в части водохранилищ, переводом КОМ НГО на технейтральность и либерализацией дальневосточного энергорынка, подразумевающей появление у компании собственного источника финансирования новых строек, это обеспечит мультипликативный эффект для электроэнергетики и экономики нашей страны. Гидроэнергетика станет более привлекательной как для самой «РусГидро» (включая рост её капитализации), так и для других потенциальных инвесторов (En+, «Норд Гидро» и т. д.). Кроме того, проекты по развитию гидроэнергетического потенциала России смогут вызвать значительных интерес у зарубежных инвесторов из дружественных стран, прежде всего из АТР (Азиатско-Тихоокеанского региона – ред.).

Большие объемы гидрогенерации, являясь накопителями энергии, могут эффективно балансировать работу энергосистемы и, в том числе, компенсировать ВИЭ в период естественного спада выработки. Регулирования стоков рек при помощи гидроэлектростанций обеспечивает новый импульс для развития судоходства, являющегося одним из самых дешёвых видов транспорта в нашей стране. Водохранилища новых гидроузлов вместе с уже действующими Зейской ГЭС и Бурейской ГЭС станут важными элементами системы защиты населения и экономики ДФО от разрушительных паводков, регулярно терзающих территории в бассейне Амура.

Гидроэнергетика во всем мире признана источником дешёвой и чистой электроэнергии, позволяющей удовлетворять все нужды экономики. Наша страна обладает одним из самых больших гидроэнергетических потенциалов в мире и известными ещё с советских времён инженерными компетенциями в области проектирования и строительства гидростанций. В этих условиях опрометчиво и недальновидно оставлять вопрос с гидроузлами на восточных рубежах РФ подвешенным ещё на пару десятков лет. Необходимы управленческие решения, возвращающие ГЭС в конкурентное поле и мотивирующие инвесторов на дальневосточный гидроренессанс, от которого в конечном итоге выиграют все.

9 сентября 2025 в 13:33