Старый ДПМ был про возврат денег. Новый должен быть про распределение рисков.
ДПМ в российской электроэнергетике появился не просто как механизм поддержки генераторов.
Его исходная логика была другой: после реформы РАО ЕЭС частные инвесторы вошли в генерацию, получили активы и приняли на себя обязательства по строительству новых электростанций. Но чтобы эти инвестиции окупились, нужен был механизм возврата капитала - им и стал ДПМ.
Генератор строит мощность, потребитель через оптовый рынок оплачивает ее возврат, государство задает правила. Для 2000-х эта модель была логичной: было доступное мировое оборудование, иностранные подрядчики, понятные правила контрактов и относительно прогнозируемая стоимость строительства.
Но сегодня энергетика входит в совсем другой инвестиционный цикл.
Нужно строить и модернизировать огромный объем мощностей. При этом ключевые риски уже не являются обычными коммерческими рисками генератора. Их можно разделить на три категории: санкционные риски (оборудование, сервис, логистика), стоимостные риски (резкое удорожание капзатрат, волатильная стоимость капитала, высокая долговая нагрузка) и технологические риски (ограниченная линейка отечественных машин, неопределенность с локализацией, инновационное оборудование).
Старый ДПМ был механизмом возврата инвестиций. Новый ДПМ должен стать механизмом распределения рисков.
Первые признаки этого уже видны. Например, по проекту Новоленской ТЭС Интер РАО использует СЗПК – соглашение о защите и поощрении капиталовложений. Это уже не классическая схема «генератор построил – потребитель оплатил». Это попытка встроить государство в инвестиционный контур, зафиксировать условия проекта и снизить часть нерыночных рисков.
Есть и другой важный сдвиг. Раньше стоимость проекта пытались определить заранее – через бенчмарки и нормативную оценку капзатрат до начала строительства. Сейчас, из-за резкого удорожания оборудования и неопределенности поставок, отрасль все больше двигается к оценке инвестиций
по факту строительства.
А это меняет саму природу инвестиционного контракта.
Если стоимость проекта невозможно надежно зафиксировать заранее, то нельзя просто переложить весь риск на генератора или на потребителя. Нужна третья сторона – государство, которое берет на себя часть рисков, которыми рынок уже не управляет.
Но здесь важно выдержать баланс в треугольнике «генератор – потребитель – государство».
У рыночных игроков будет естественная мотивация переложить на государство максимум рисков: удорожание оборудования, срыв сроков, ошибки проектирования, неэффективные капзатраты, проблемы с подрядчиками.
Но новый ДПМ не должен превращаться в механизм национализации убытков и приватизации доходности.
Государство должно брать на себя только те риски, которыми частный инвестор объективно не может управлять: санкционные ограничения, изменение регуляторных правил, инфраструктурные ограничения, системные технологические риски, критическую зависимость от локализации оборудования.
А коммерческие и управленческие риски должны оставаться на стороне инвестора. Иначе вместо инвестиционного механизма получится тарифная подушка безопасности для неэффективности.
И само разделение этих рисков – это не закулисная сделка, а публичная методология, которая должна быть утверждена и принята всеми сторонами треугольника.
Поэтому, мне кажется, отрасль подошла к развилке. Точечная настройка старого ДПМ – это уже не решение. Нужен новый подход – ДПМ 3.0: контракт, где генератор отвечает за стройку и эксплуатацию, потребитель – за оплату мощности, а государство – за системные риски, которыми отдельный инвестор не управляет.
Без новой формулы выбор простой: или дефицит мощностей, или налог на лампочку.
@mikhailrasstrigin 
