Бизнес план для строительства гэс
Мини-гидроэлектростанции
Микрогидропроекты должны быть доказаны, чтобы привлечь интерес инвесторов.
Это также имеет ключевое значение для предоставления финансовым учреждениям средств, необходимых для финансирования проекта, помимо собственных средств промоутера.
Мини-гидроэлектростанция в горной местности Campuestohan, Brgy. Кабатанган, Талисай Сити
Как и в случае любого другого инвестиционного проекта, экономическая целесообразность
Это будет возможно, если проект «бережливый».
Вопросы, которые должен ответить промоутер до принятия решения о вложении, включают следующее:
— Каковы затраты, понесенные проектом МГЭС?
— Каковы будут доходы?
— Создает ли проект разумную норму прибыли в свои собственные инвестиционные фонды?
— Каковы финансовые источники?
Расходы
Стоимость MHPP зависит от конкретного сайта. Это зависит от необходимых строительных работ, генерирующего оборудования и электрических линий передачи / распределения. В то время как стоимость генерирующего оборудования почти линейна в зависимости от размера мощности (в кВт), стоимость строительных работ зависит от физических характеристик участка. Аналогично, стоимость электрических линий зависит от типа сетки и расстояния до точки подключения. Условия подключения к сетке сильно различаются в ЕС, причем некоторые страны намеренно оставляют только часть затрат для разработчиков, в то время как в других государствах-членах (например, в Испании, Германии) все затраты рождаются инвестором.
Необходимо учитывать другие затраты на разработку: инженерные исследования, исследования воздействия на окружающую среду и судебные издержки, чтобы представить проект для утверждения различным заинтересованным государственным органам.
Кроме того, инвестиционные затраты, которые должны быть погашены в течение первоначальной жизни проекта в виде амортизации, эксплуатационных и эксплуатационных расходов (O & M), также должны оцениваться и в основном зависят от постоянного персонала, по страховым расходам и по контрактам на ремонт и техническое обслуживание, заключенным со специализированными фирмами. Некоторые расходы, которые не будут встречаться каждый год, такие как капитальный ремонт / техническое обслуживание механизмов и замена щеток, также должны быть приняты во внимание.
Также необходимо будет оценить выплату долга и процентов по банковским кредитам. Обычно весь расчет производится в текущих расходах, чтобы избежать оценки инфляции.
Следующий график сопоставляет стоимость инвестиций в установленную мощность Euro / kW для разных диапазонов мощности и голов.
Рисунок 8 — Инвестиционные затраты для МГЭС (источник: Европейская комиссия, Генеральный директорат по энергетике и транспорту, Брюссель, 2001 год).
Оценка затрат должна проводиться тщательно, потому что такие проекты являются капиталоемкими, а затраты сильно зависят от характеристик сайта. Вкратце, следующая типология затрат относится к микро-гидропроектам:
Начальные затраты
Технико-экономические исследования и разработка проектов являются типичными статьями проектов МХП. Они включают в себя гидрологическую и экологическую оценку, предварительные проекты, разрешения и разрешения (для воды, землепользования и строительства), права на землю, исследования взаимосвязи, соглашения о покупке электроэнергии (PPA), управление проектами и финансирование.
Одной из целей проекта SPLASH, благодаря его методологии реализации местных планов, является минимизация затрат на разработку проектов микрогидроэнергетики.
Поскольку одновременно анализируется несколько ограничений, на большой площади в рамках планов можно потенциально развить несколько сайтов. Поэтому анализ затрат и экономические риски затем можно было бы оценить более простым способом и сделать сравнения. В этом порядке поддержка руководителей и заинтересованных сторон может стать удобным инструментом для развития микрогидроэнергетики.
Стоимость строительства
Этот вид расходов возникает после принятия решения о реализации проекта. К таким расходам относятся проектирование, страховые премии, строительные работы и оборудование.
Эксплуатация и обслуживание
Это регулярные расходы, которые происходят на ежегодной основе и включают обслуживание линии электропередачи, общее администрирование, ремонт и непредвиденные расходы. Эксплуатационные и эксплуатационные расходы, в первую очередь, включают в себя обслуживание строительных работ и оборудования микроэлектростанции.
поступления
Доходы основаны на конкретных контрактах на закупку, подписанных с электрическими предприятиями. В зависимости от законодательства, электроэнергетика обычно обязана покупать электроэнергию, вырабатываемую из возобновляемых источников энергии, в приоритетном порядке.
В некоторых странах существуют особые стимулы для инвестиций в производство электроэнергии с использованием ВИЭ. Согласно этим специальным схемам, гидроэнергетические, ветроэнергетические и фотовольтаические проекты могут применяться для специальных займов с низкими или даже нулевыми процентными ставками или получать другие виды инвестиционных субсидий. Цены, выплачиваемые производителям MHP, значительно различаются среди европейских стран. В структуре тарифа можно найти различные компоненты, в зависимости от страны: рыночная цена, цена на выбросы, цена зеленого сертификата или другие формы рекламных элементов.
На рисунке 9 показаны некоторые различия между странами. Различные схемы поддержки могут значительно повлиять на развитие микро-гидростанций. Принимая во внимание, что фиксированный тариф на подачу снижает неопределенность и гарантирует денежный поток в течение определенной продолжительности, рыночные схемы иногда могут показаться слишком неопределенными и, следовательно, непривлекательными для разработчиков. Даже если только цена не является единственным фактором, который учитывает инвестиционное решение, подробное резюме ситуации отдельных стран, содержащееся в Приложении III, может оказаться полезным.
Чтобы оценить свои доходы, промоутер МГЭС должен оценивать производство и продажи в разные периоды, определенные в тарифном законодательстве. Обычно тарифы имеют часовую и сезонную структуру, чтобы учитывать форму кривой спроса на нагрузку и предельные издержки производства электроэнергии в каждый период.
Рисунок 9 — Различия в структуре тарифов в странах Европейского Союза (источник: //www.appa.es/dch/min_en.htm)
Финансирование проекта
Финансирование проекта является ключевым элементом для принятия решений в проектах с интенсивным капиталом, и общее правило заключается в том, что разработчики полагаются на рынки капитала и другие виды кредитования для получения необходимого финансирования.
Соответствующая структура финансирования во многом зависит от промоутера и от конкретных источников финансирования (например, кредиты через правительственные программы стимулирования, государственные субсидии). Кроме того, если PPA подписывается, он может оказать большую помощь в схеме финансирования проектов, поскольку он обеспечивает гарантию доходов.
Основными источниками финансирования акционерного капитала являются частный капитал (от промоутера), акции, выпущенные для общественности, кредиты и гранты от правительства. Долговое финансирование связано с кредитами, предоставленными банками, компаниями по аренде и государственными учреждениями. Доля долга по общему финансированию зависит от гарантий, предлагаемых инвесторами, и от ожидаемой доходности проекта.
Оценка рентабельности проекта MHPP
Для экономической и финансовой оценки инвестиционных проектов обычно рассматриваются различные сводные меры. Среди наиболее часто используемых мер мы можем определить следующее: метод окупаемости, норму прибыли на собственный капитал (ROE), чистую приведенную стоимость (NPV) или внутреннюю норму прибыли (IRR).
Определения
- Срок окупаемости : количество лет, необходимых для восстановления инвестиций. Обычно мы сталкиваемся с периодами окупаемости от 5 до 10 лет при оценке выгодных проектов MHPP, которые сами могут иметь срок службы 25 лет и более. Это варьируется в зависимости от необходимых инвестиций, применяемых тарифов и расходов на O & M.
- ROE : среднегодовая средняя доходность (за вычетом амортизации) по первоначальным инвестициям. Он используется в качестве прокси для средней нормы прибыли, которая должна сравниваться с альтернативной стоимостью капитала или с вознаграждением за альтернативные инвестиции.
- NPV : сумма дисконтированных денежных потоков в течение срока действия проекта с учетом учетной ставки.
- IRR : ставка дисконтирования, равная притокам (поступлениям) и оттокам (издержкам).
Это прокси для ожидаемой нормы прибыли проекта.
Для расчета этих показателей необходимо создать таблицу потоков денежных средств для срока службы проекта. На рисунке 10 приведен пример таблицы денежных потоков и значения, рассчитанного для перечисленных выше индикаторов.
Экономическая оценка
В следующей таблице представлена типичная оценка потока денежных средств для проекта, достаточная для проведения простых технико-экономических обоснований. Не делается никаких предположений относительно способа финансирования проекта. Если значения, оцененные для IRR и / или NPV, приемлемы для лица, принимающего решения, необходимо провести более глубокий анализ, чтобы представить проект для окончательного решения и банковским учреждениям.
В этом примере все цифры находятся в постоянных ценах и, согласно оценкам IRR, кажется, что проект является приемлемым для банков и даст инвесторам ставку прибыли выше 7, 29%, если проект может быть успешно профинансирован банковской системой на процентная ставка ниже 10%. Этот проект представляет собой отреставрированную старую мельницу и представляет собой установку на 50 кВт, реку и считается используемой в качестве тарифа.
Рисунок 10 — Проектный денежный поток (пример)
Мы не учитывали значение внешних факторов, связанных с MHPP. Эти внешние эффекты могут быть либо положительными, либо отрицательными и иногда решающими для утверждения проекта государственными органами.
Экологическое бремя, туристическая модернизация региона, создание рабочих мест на местном уровне, получение доходов муниципалитетами являются некоторыми примерами внешних факторов, которые следует учитывать во время оценки.
ИСТОЧНИК: РУКОВОДЯЩИЕ ПРИНЦИПЫ РАЗВИТИЯ MICRO HYDRO POWER
Связанные электрические направляющие и изделия
ПОИСК: Статьи, программное обеспечение и руководства
Строительство ГЭС всегда крайне сложный проект как с инженерной точки зрения, так и с инвестиционной. Нелегко оценить, какие из устаревших ГЭС требуют модернизации в первую очередь в условиях тарифных ограничений. В своей инвестпрограмме «РусГидро» делает ставку на регионы с растущим спросом, заметным потенциалом развития и перспективами промышленного освоения.
Анастасия Фомичева
Цена нового гигаватта
К 2018 году «РусГидро» планирует ввести 1,8 ГВт новых гидромощностей в единой энергосистеме России и реконструировать еще 348 МВт существующих ГЭС. Такие объемы вводов предусмотрены действующим бизнес-планом компании. Выполнять инвестпрограмму «РусГидро» предстоит в непростых экономических условиях: правительство требует от крупных госкомпаний сократить расходы и капитальные затраты, чтобы рост конечных цен на электроэнергию для промышленности в ближайшие годы не превышал инфляцию. По действующему бизнес-плану «РусГидро» рассчитывает в 2014-2018 годах инвестировать в новое строительство 66 млрд руб., а в реконструкцию — 231 млрд руб., но при этом в 2014 году ожидает потратить на 10% меньше плановых объемов (в бизнес-план заложено 96,6 млрд руб.).
Значительные вложения потребовались в реконструкцию и перевооружение гидромощностей. Согласно инвестпрограмме «РусГидро», масштабное строительство ГЭС сосредоточено в двух макрорегионах России — на Северном Кавказе и Дальнем Востоке. Мощности на Северном Кавказе планируют достроить уже в нынешнем году. Новая генерация требуется региону, чтобы удовлетворить растущий спрос на электроэнергию: в 2013 году потребители этой зоны не только использовали всю выработанную электроэнергию — 17,5 млрд кВт ч, но и активно импортировали электричество из других регионов. А выбор гидромощностей среди прочих типов генерации объясняется высоким неиспользованным гидропотенциалом горных рек и отсутствием крупных месторождений топлива. Объекты «РусГидро» на Дальнем Востоке должны обеспечить электроэнергией новые промышленные производства, преимущественно добывающие, в регионе. Кроме того, гидростанции будут выполнять не менее важную функцию по противопаводковому регулированию, что позволит предотвратить затопление населенных пунктов. BG изучил, как реализуется каждый из новых проектов ГЭС.
ГЭС удержит уровень Буреи
Самый дорогой и один из наиболее масштабных проектов «РусГидро» в ближайшие годы — это строительство Нижне-Бурейской ГЭС на реке Бурея в Амурской области. Согласно действующему бизнес-плану, ее строительство будет завершено к 2016 году и потребует 23,8 млрд руб. инвестиций в 2014-2016 годах. Станция расположена в 80 км от действующей Бурейской ГЭС (установленная мощность — 2 ГВт) ниже по течению Буреи. После ввода в эксплуатацию Нижне-Бурейская ГЭС будет выполнять функции контррегулятора уже существующей ГЭС — выравнивать неравномерности расхода воды. Обычно станция набирает мощность утром, когда нагрузка в энергосистеме резко возрастает, при этом количество воды, сбрасываемой через гидроагрегаты вниз, также резко увеличивается. А ночью при уменьшении нагрузок в энергосистеме нагрузка на станцию и, соответственно, сбросы воды значительно уменьшаются. Это приводит к существенным колебаниям уровней в реке. Контррегулирующая ГЭС с относительно небольшим водохранилищем позволяет регулировать неравномерные сбросы. Нижне-Бурейская ГЭС станет третьим проектом контррегулирующей станции в России: две действующие — Миатлинская и Майнская ГЭС — выравнивают сбросы Чиркейской и Саяно-Шушенской ГЭС. Сглаживание пиков сбросов с Бурейского водохранилища играет важную роль в предотвращении зимних подтоплений населенных пунктов.
Проект Нижне-Бурейской ГЭС фактически получил второе рождение: он был задуман еще в 1980-х годах как часть Бурейского гидроэнергетического комплекса. Но проектирование тогда так и не было завершено из-за недостатка финансирования. Перезапуск проекта произошел уже в 2010 году. За два года в районе будущей станции была создана сопутствующая инфраструктура — дороги, ЛЭП, производственная база, жилье для строителей. Под основные сооружения подготовлен котлован, где с 2013 года идут работы по строительству плотины и здания ГЭС. На данный момент в сооружения станции уложено около половины необходимого объема бетона. Аномальное наводнение на Дальнем Востоке летом—осенью 2013 года не оказало влияния на темпы строительства станции, уверяют в «РусГидро». Турбины для станции изготовят «Силовые машины», с которыми уже заключен договор.
После ввода станции выработка электроэнергии в Амурской области увеличится примерно на 9%. В здании ГЭС планируется установить четыре гидроагрегата по 80 МВт каждый. Для выдачи мощности станции в энергосистему будет сооружено современное распределительное устройство закрытого типа (КРУЭ) 220 кВ. Вся выработка станции уже законтрактована, утверждают в «РусГидро». Основным потребителем станции, согласно договору с Федеральным космическим агентством, станет космодром Восточный. Среди прочих покупателей — «Транснефть», Petropavlovsk, ряд других компаний.
Как экономить на Колыме
Следующим крупным вводом гидромощности на Дальнем Востоке станет Усть-Среднеканская ГЭС проектной мощностью 570 МВт на Колыме. До 2018 года инвестиции в этот проект составят 13,8 млрд руб. Новые мощности повысят энергобезопасность в изолированной энергосистеме Магаданской области и обеспечат часть потребителей электроэнергии в соседней Якутии. Пока Магадан на 95% зависит от выработки единственной станции — Колымской ГЭС. Строящиеся блоки позволят создать резервный высокоманевренный источник генерации, что важно для бесперебойного энергоснабжения промышленных предприятий.
Строительство станции ведется в условиях многолетней мерзлоты и сложного рельефа. Проект станции был разработан больше 20 лет назад институтом «Ленгидропроект». Строительство велось до конца 1990-х, но было приостановлено из-за ухудшения экономической ситуации в России. Работы возобновилось уже в 2006 году в рамках федеральной целевой программы «Развитие Дальнего Востока и Забайкалья», в 2008 году достройку ГЭС поручили «РусГидро».
Первые два гидроагрегата станции общей мощностью 168 МВт приняты в промышленную эксплуатацию осенью 2013 года. Уже определился подрядчик по проектированию, изготовлению, поставке и монтажу третьего гидроагрегата: тендер выиграли те же «Силовые машины». Пока станция работает на промежуточной отметке водохранилища в 256,5 м, но по мере строительства плотины уровень водохранилища будет увеличиваться, что приведет к постепенному росту мощности и выработки станции. Увеличенная емкость водохранилища обезопасит людей, проживающих ниже по течению Колымы, в период паводков. Ввод третьего энергоблока запланирован на 2018 год.
При выходе на проектную мощность Усть-Среднеканская ГЭС будет вырабатывать около 2,5 млрд кВт ч ежегодно. Ее энергия будет востребована новыми горнодобывающими предприятиями, в первую очередь золотодобывающими, указывают в «РусГидро». Кроме того, потребителем может стать и уникальное для России предприятие по производству сжиженного водорода, проект которого «РусГидро» обсуждает с японской Kawasaki. Изолированный регион, где традиционно высокие тарифы из-за дорогого привозного топлива, может стать более привлекательным для энергоемких производств за счет низкой себестоимости электроэнергии ГЭС, а снижение расходов на выработку энергии приведет к сокращению тарифов для конечных потребителей Магадана.
Кавказский аккумулятор
На Северном Кавказе ГЭС решают даже не проблему резервных энергомощностей и снижения тарифов — они дают остродефицитным регионам собственную генерацию. Так, проект Зеленчукской ГЭС-ГАЭС в Карачаево-Черкесии, где только треть потребления обеспечивают местные электростанции, позволит увеличить мощность собственной генерации на 160 МВт. Обеспеченность республики собственной выработкой электроэнергии вырастет до 45%. Благодаря своими аккумулирующим возможностям строящаяся ГЭС-ГАЭС станет центром оперативного регулирования и балансировки энергосистемы Северного Кавказа.
Для сооружения Зеленчукской ГЭС-ГАЭС на базе действующей Зеленчукской ГЭС будут объединены две станции: ГЭС с двумя действующими гидроагрегатами и строящаяся ГАЭС с двумя обратимыми гидроагрегатами. В ночное время обратимые агрегаты работают в насосном режиме, перекачивают воду на высшую отметку в бассейн суточного регулирования, а в период пиковых нагрузок, утром и днем, накопленная вода используется для выработки электроэнергии. Важное достоинство ГАЭС для регулирования энергосистемы — высокая маневренность гидрооборудования: обратимые гидроагрегаты ГАЭС можно запускать по несколько сотен раз в месяц. В России ГАЭС, несмотря на их очевидную практическую ценность, распространены мало: в стране работают только Загорская ГАЭС в Подмосковье и небольшая Ставропольская ГАЭС. Но гидроаккумулирущие станции активно строятся в Японии, США, Германии, Италии, Франции, Швейцарии и часто сопутствуют АЭС как накопители слабо востребованной ночной выработки.
Установленная мощность Зеленчукской ГЭС-ГАЭС после выхода на проектную мощность уже в нынешнем году составит в турбинном режиме 140 МВт, в насосном режиме — 160 МВт, проектная выработка станции — 162 млн кВт ч в год. Проект получил необходимые заключения в Главгосэкспертизе и декларацию безопасности от Ростехнадзора.
Дагестан утолит энергоголод
Гоцатлинская ГЭС в Дагестане, учтенная в инвестпрограмме «РусГидро», также строится для удовлетворения энергодефицита в республике. Ее проектная мощность составляет 100 МВт, среднегодовая выработка электроэнергии — 350 млн кВт ч. После завершения строительства ГЭС станет четвертой по мощности в Дагестане, где первые строчки занимают ГЭС, также входящие в «РусГидро». Сейчас региону не хватает около 1 млрд кВт ч в год, которые приходится закупать в соседних регионах. ГЭС в условиях горной местности — самая естественная возможность замещения энергодефицита, ведь транспортная инфраструктура для доставки топлива на тепловые станции в этом районе Дагестана отсутствует, а запасов собственного угля тоже нет. Зато гидропотенциал Дагестана огромный —12,7 млрд кВт ч в год., что составляет примерно треть всех гидроресурсов Северного Кавказа.
Строительство Гоцатлинской ГЭС началось в январе 2007 года, хотя было задумано еще в советские годы в рамках освоения гидропотенциала Аварского Койсу, где сооружалась Ирганайская ГЭС. Подготовка к строительству началась в 1990-х, но, как и в предыдущих случаях, была остановлена из-за плохой ситуации в экономике. Проект возродили в 2006 году. Уже в 2009 году русло Аварского Койсу было перекрыто, воду направили в специальный тоннель. «РусГидро» заключила контракты на поставку оборудования станции, в том числе гидротурбин и гидрогенераторов. На Гоцатлинской ГЭС уже выполнено 80% строительных работ. На площадке завершается монтаж гидроагрегатов и здания комплектного распределительного устройства, вскоре начнутся пусконаладочные работы.
Долгожданный ренессанс
Проекты нового строительства ГЭС занимают значительную часть инвестпрограммы «РусГидро», но в несколько раз больших вложений в ближайшие годы потребуют реконструкция устаревших объектов и техническое перевооружение станций. Многие ГЭС были построены в 1950-1960-е годы, и с 1980-1990-х годов их оборудование работает уже за пределами нормативного срока. В первую очередь это касается станций Волжско-Камского каскада. Средств на их масштабную модернизацию в СССР, а позже в России не было, поэтому работоспособность ГЭС поддерживалась ремонтами и заменой отдельных узлов. С середины 2000-х годов «РусГидро» взялась за перевооружение отдельных станций, но инвестиционные возможности в тот момент не позволяли преодолеть тенденцию старения оборудования. Комплексная программа модернизации ГЭС заработала в энергохолдинге только с 2011 года, она рассчитана на период до 2025 года. В рамках программы планируется заменить 55% парка турбин (154 единицы), 42% (119) генерирующих агрегатов, 61% (176) трансформаторов. Также запланирована реконструкция существующего оборудования. В итоге, по ожиданиям «РусГидро», у компании не должно остаться оборудования, работающего сверх нормативного срока.
В отечественной энергетике трудно найти аналоги такой программы. Нормативные сроки эксплуатации истекли у значительной доли теплового оборудования в России, но механизмов привлечения инвестиций в отрасль нет: все, что не охвачено программой договоров на поставку мощности, не окупается за счет рынка. Активно работает над увеличением срока жизни атомных реакторов и «Росатом», у которого также назревает проблема окончания срока эксплуатации некоторых АЭС.
«РусГидро» намерена не ограничиваться кустарным ремонтом, а строит свою программу на основе комплексного обновления парка, подразумевающего создание единых технологических комплексов с заменой и реконструкцией основного и вспомогательного оборудования, общестанционных систем, гидротехнических сооружений. Для этого компания ищет и находит технологических партнеров среди российских и зарубежных производителей оборудования и заключает с ними долгосрочные договоры. Модернизация объектов дает не только рост надежности энергоснабжения, она снижает расходы на плановые ремонты, параллельно увеличивая мощность ГЭС на 779 МВт. Это, в свою очередь, позволит увеличить выработку электроэнергии на действующих объектах за счет использования современного оборудования. Программа затрагивает в первую очередь наиболее рентабельные действующие станции, мощность которых высоко востребована, но не ограничивается ими, поясняют в «РусГидро». Кроме того, в идеологии программы проведены восстановление и комплексная модернизация Саяно-Шушенской и Баксанской ГЭС.
Новая жизнь ГЭС
Результаты программы модернизации уже заметны. Так, в 2012 году компания заменила или модернизировала генерирующее оборудование мощностью 479 МВт, что привело к росту установленной мощности на 26,5 МВт (сопоставимо с мощностью Баксанской ГЭС в Кабардино-Балкарии). В 2013 году на станциях введены в эксплуатацию десять реконструированных гидроагрегатов общей мощностью 705 МВт. В этом году «РусГидро» обновляет парк оборудования на Камской, Жигулевской, Чебоксарской, Волжской, Саратовской, Новосибирской, Миатлинской, Майнской ГЭС и других объектах.
Значительная часть программы комплексной модернизации приходится на ГЭС Волжско-Камского каскада. На Волжской ГЭС, введенной в 1958-1961 годах, к 2021 году в партнерстве с «Силовыми машинами» планируют заменить все имеющиеся 22 гидроагрегата, что позволит увеличить ее мощность с 2,5 ГВт до 2,7 ГВт. На Жигулевской ГЭС, второй по мощности ГЭС каскада, также будут обновлены все гидроагрегаты, в результате чего мощность станции к 2016 году увеличится на 147 МВт. Вертикальные гидроагрегаты на Саратовской ГЭС (20 из 21) планируется реконструировать по контракту с австрийской Voith Hydro. Модернизация генерирующих мощностей на Камской ГЭС в партнерстве с «Тяжмашем» и «Турбоатомом» даст увеличение установленной мощности до 552 МВт. Также большой объем работ по модернизации придется на Новосибирскую ГЭС на Оби, где к 2019 году поменяют турбины (партнер — «Турбоатом»), Воткинскую ГЭС и станции на юге России — Кубанские ГЭС (в партнерстве с Alstom), ГЭС в Дагестане и Северной Осетии.
Основной проблемой при выполнении инвестпрограммы «РусГидро» будет финансирование, уверен Александр Григорьев из Института проблем естественных монополий. Поскольку спрос на электроэнергию не растет, не увеличивается и объем платежей, а конкуренция за части этого пирога между энергетиками усиливается. «РусГидро» придется очень взвешенно подходить к выбору приоритетов и строить мощности именно там, где есть реальный платежеспособный спрос, заключает он.