Российско-киргизский проект строительства четырех Верхне-Нарынских ГЭС, который ведет "РусГидро", после ТЭО подорожал на 78%, до $732 млн. Эти средства, как и прежде, должна привлечь российская сторона, в том числе и из бюджета. Но для Верхне-Нарынских ГЭС пока не определены окончательно ни источники инвестиций, ни механизмы окупаемости.

Совет директоров ЗАО "Верхне-Нарынские ГЭС" (паритетное СП "РусГидро" и киргизского ОАО "Электрические станции") утвердил разработанное "Ленгидропроектом" ТЭО проекта строительства Верхне-Нарынского каскада ГЭС в Киргизии, сообщили вчера оба участника СП. Проект резко подорожал на 78%, до 24 млрд руб. ($732 млн по текущему курсу), ранее он оценивался в $412 млн, при этом совокупная мощность ГЭС поднялась на 25% — co 191 МВт, фигурировавших в предпроектных проработках, до 237,7 МВт.

Каскад Верхне-Нарынских ГЭС, прорабатывавшийся еще в советское время, включает Акбулунскую ГЭС (85,33 МВт) и три Нарынских ГЭС (47,14, 46,84 и 55,42 МВт соответственно). В 2012 году Россия и Киргизия подписали межправсоглашение, по которому российская сторона берет на себя весь объем финансирования стройки. 50% денег предоставляется "РусГидро" российским бюджетом, а остальные 50% — льготный кредит ЗАО "Верхне-Нарынские ГЭС" по ставке LIBOR+1,5%, привлечение которого также возложено на Россию. Как поясняют в "РусГидро", пока не определено, кто предоставит этот кредит. Киргизия внесет в СП право пользования землей и другие активы, обеспечит строительство сетей и подготовку зоны затопления, предоставит льготы на ввоз оборудования. Поскольку взносы неравны, российская сторона получит 25% из киргизских 50% в доверительное управление до момента окупаемости ГЭС.

Как пояснили "Ъ" в "РусГидро", в рамках ТЭО изменилась структура каскада. В частности, из-за того, что на каждой ГЭС на реке Нарын по водохозяйственным условиям должен идти постоянный холостой сброс в объеме 10 куб. м в секунду, "РусГидро" решило построить и малые ГЭС на каждой из плотин (совокупная мощность — 11,4 МВт). Расчеты стоимости станции, поясняют участники СП, базируются на исследованиях, проведенных в 2009 году "Гидропроектом" на основе цен 2007-2009 годов и представлявших собой актуализацию расчетов советского времени. Себестоимость возведения 1 кВт мощности варьировалась от $1820 до $2652, но сейчас усредненный показатель — более $3 тыс. Впрочем, говорит Михаил Расстригин из "ВТБ-Капитала", хотя себестоимость строительства ГЭС сильно варьируется, эта цифра не кажется слишком высокой.

Предыдущие российские проекты ГЭС в Средней Азии оказались не очень удачными. Так, достроенная в 2009 году Сангтудинская ГЭС-1 в Таджикистане до сих пор сталкивается с неплатежами местной энергокомпании "Барки Точик". В 2004 году "Русал" договорился о достройке в Таджикистане другой крупной ГЭС — Рогунской, но уже в 2007 году соглашение было расторгнуто. Крупнейшую в Киргизии Камбаратинскую ГЭС-1 Москва и Бишкек хотели достроить еще с 2009 года, но проект до сих пор не реализуется: последняя попытка начать стройку, предпринятая в 2012 году, пока под вопросом (см. "Ъ" от 18 февраля).

Одним из ключевых вопросов для Верхне-Нарынского каскада остается отсутствие прописанного механизма сбыта электроэнергии. Как пояснили "Ъ" в "РусГидро", ЗАО "Верхне-Нарынские ГЭС" свободно в выборе направления сбыта: оно может сдавать электроэнергию трейдерам, продавать напрямую потребителям, направлять на экспорт, а в крайнем случае — сдавать в сети по тарифу, что не очень выгодно. Старший аналитик ФК "Открытие" Сергей Бейден полагает, что с точки зрения сбыта у ГЭС проблем не должно быть: энергоузел дефицитный, есть потенциал для экспорта. Сейчас Киргизия зимой испытывает дефицит электроэнергии, а летом, наоборот, производит избыток (до 2,5 млрд кВт ч экспортируются в Казахстан, Узбекистан и КНР).

Следите за нашими новостями на Facebook, Twitter и Telegram