«Контракт на разницу цен: как ДПМ, но эффективный»

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.

4 августа 2025 в 11:47