Глава Республики Алтай Андрей Турчак 7 октября предложил вернуться к строительству Катунской и Чемальской ГЭС. По предварительной оценке «РусГидро», которую привел Турчак, две станции обойдутся в 938 млрд рублей с НДС в ценах 2026 года. По расчету ИРТТЭК, при параметрах нового проекта ДПМ для ГЭС один только возврат капитала потребует около 13 рублей на каждый выработанный киловатт-час. Оптовая цена электроэнергии в Сибири в сентябре – около 1,7 рубля.
Что предложено
| Станция | Мощность | Выработка, млрд кВт·ч в год | Стоимость с НДС, млрд руб. | Руб. за кВт мощности с НДС |
| Катунская | 1600 МВт | 6,08 | около 800 | около 500 тыс. |
| Чемальская | 300 МВт | 1,19 | 138 | 460 тыс. |
| Всего | 1900 МВт | 7,27 | около 938 | – |
Оценка Катунской ГЭС предварительная, ее уточнят после проектной документации. Чемальская станция задумана как контррегулятор Катунской, ее не надо путать со старой Чемальской ГЭС 1935 года, которую ремонтируют как туристический объект.
Повод – дефицит мощности в регионе. По словам Турчака, летом 2026 года в республике было больше тысячи отключений, отложенные договоры техприсоединения оцениваются в 7,5 млрд рублей, а новые ЛЭП из Алтайского края в ближайшие три года дадут не больше 100 МВт. Он также сообщил, что вице-премьер Александр Новак поручил Минэнерго до 15 февраля 2027 года учесть оба проекта при корректировке генсхемы размещения объектов электроэнергетики до 2042 года.
Как платят за новые ГЭС
2 октября Минэнерго опубликовало проект постановления о договорах о предоставлении мощности для ГЭС и ГАЭС с вводом после 1 января 2030 года. Площадки берут из генсхемы, инвестора выбирают по минимальной одноставочной цене электроэнергии и мощности. Базовая доходность – 10,5%, срок возврата – 20 лет, против 14% и 15 лет у ДПМ тепловых станций. Привязки доходности к ОФЗ и компенсации перерасхода капзатрат проект не предусматривает. Платят покупатели оптового рынка через повышенные платежи за мощность.
Расчет ИРТТЭК
Расчет сделан без НДС: 768,9 млрд рублей на две станции. Капитал возвращается равными платежами за 20 лет под 10,5% годовых.
| Доходность | Ежегодный платеж за капитал, млрд руб. | Руб. за кВт·ч выработки |
| 10,5% (проект ДПМ) | 93 | 12,9 |
| 14% (уровень ДПМ ТЭС) | 116 | 16,0 |
| 16,9% (доходность ОФЗ) | 136 | 18,7 |
Это нижняя граница. В расчет не вошли эксплуатационные расходы, налоги и проценты за годы строительства: для станции на 1,6 ГВт они могут быть значительными.
Для сравнения: на неделе 14–20 сентября цена на рынке на сутки вперед во второй ценовой зоне составляла 1737 рублей за МВт·ч, то есть 1,74 рубля за кВт·ч. Если станции будут продавать энергию по такой цене, рынок вернет около 13 млрд рублей в год. Остальные примерно 80 млрд рублей ежегодно в течение 20 лет придется собрать с покупателей оптового рынка через ДПМ.
Расчет не учитывает конкуренцию на отборе: инвестор может предложить цену ниже. Порядок величин все равно задает капитал, а при доходности ОФЗ около 17% согласиться на 10,5% инвестору будет трудно.
Что нужно, чтобы считать дальше
Решение пока на стадии предложения: проекты не включены в генсхему, проектной документации нет. Для полной оценки нужны текст проекта постановления о ДПМ ГЭС с распределением платежа между ценовыми зонами и предельными затратами, а также сравнение с альтернативами для Республики Алтай – сетевым усилением, локальной генерацией и накопителями – в рублях на киловатт надежной мощности.
