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