Институциональные производные и механизмы поддержки возобновляемой энергетики: страны группы БРИКС

Введение

В условиях трансформаций энергетического фундамента мировой экономики и геополитической нестабильности продвижение странами БРИКС деидеологизированного подхода к процессам обеспечения энергетической безопасности и устойчивого развития формирует каркас глобальной системы энергетических поставок. Параллельно в рамках долгосрочного перехода на расчеты в национальных валютах и усиления влияния финансовых институтов объединения происходит трансформация системы реализации энергетических проектов, в том числе в сегменте возобновляемой энергетики.

В соответствии с этапностью интеграции возобновляемой генерации в национальную энергосистему происходит становление и корректировка механизмов субсидирования проектов. Обширный спектр международных и российских практик группируется в следующем виде: 1) методы стимулирования ВИЭ (возобновляемые источники энергии) на основе тарифа; 2) механизмы субсидирования ВИЭ на базе капитальных затрат; 3) инструменты поддержки ВИЭ на основе объема вырабатываемой электроэнергии [5].

Поддержка ВИЭ соответствуют критериям устойчивого развития и исходит из высоких капитальных затрат реализации масштабных проектов при отсутствии гарантии у инвестора по выработке заложенного в финансовую модель объема электроэнергии. По причине невозможности контролировать погодные условия нельзя прогнозировать денежный поток и верифицировать предполагаемые результаты инвестиционной деятельности как на уровне государственных регуляторных ведомств, так и частного инвестора в распределенную генерацию – коммерческие особенности внедрения ВИЭ детально представлены в статьях [4], [5], [6], [8], [12]. Это актуализирует необходимость государственной поддержки с целью минимизации системных рисков, которые систематизированы в материалах [2], [10], [11], [13].

В статье используется в качестве исследовательской базы обширный спектр наиболее распространенных механизмов стимулирования ВИЭ. Гипотеза исследования заключается в возможности повышения эффективности государственной политики в области энергетики через выявленные оптимальные инструменты поддержки ВИЭ. За счет применения автором метода системного анализа (декомпозиция особенностей субсидирования инвестиционных проектов, определения вероятных рисков и трендов, структурирование механизмов поддержки и различий в институциональном устройстве, синтеза полученных данных в цельную систему с последующей ее ретрансляцией в анализ устройства коммерческой инфраструктуры энергорынков стран БРИКС) сделаны выводы об оптимальных опциях субсидирования.

Методы стимулирования ВИЭ на основе регулирования тарифа

Среди методов стимулирования ВИЭ на основе тарифа наиболее распространена модель гарантированной стоимости оплаты (Feed-in-Tariff, FIT). Модель предполагает продажу электричества, выработанного возобновляемой генерацией, потребителю по определенному уровню тарифа. Стоимость электроэнергии определяется профильным государственным ведомством и, как правило, существенно выше тарифа (розничного и оптового) генерации на базе углеводородного топлива [9].

Установка регуляторной организацией фиксированного тарифа предполагает среднесрочный горизонт планирования (от 5 лет). Гарантированная цена превышает рыночную стоимость. При расчете тарифа используется инструментарий предельных издержек (Marginal costs, MC), зависящий от объема выработки электроэнергии (q). Гарантированная цена эквивалентна МС (q). Ключевым аспектом реализации данной модели является обеспечение приоритета в структуре генерирующих мощностей на рынке электроэнергии, что позволит организовать сбыт всего объема выработки. Существуют различные варианты финансовых источников для субсидирования ВИЭ: включение в тарифы для промышленных потребителей и/или домашних хозяйств механизмов перекрестного субсидирования [1] за счет отчислений генерации на основе углеводородов.

Опция стимулирования развития ВИЭ за счет ценовой надбавки (Feed-in-Premium) предусматривает сбыт электричества по рыночной стоимости и получение на этой основе компенсации, установленной регулятором. Генерирующая компания имеет возможность осуществлять сбыт как через оптовый рынок, так и по прямым двусторонним договорам. Модель ценовой надбавки также предполагает сбыт полного объема [2] выработки и представлена функцией MC(q) (предельных издержек).

Отдельно в качестве метода стимулирования основанного на тарифе следует рассмотреть механизм расчетов за предоставленную мощность. В этом случае, в целях привлечения потенциального инвестора в условиях недостаточных конкурентных преимуществ возобновляемой генерации в тарифе, принимая во внимание вид и конкретную технологию выработки ВИЭ, учитывается необходимость субсидирования в определенном временном диапазоне. Стандартный срок окупаемости данных проектов при активной государственной поддержке составляет от 10 до 15 лет.

Подходы к установлению фиксированного тарифа условно сфокусированы в четыре категории на базе: 1) определения уровня производственных издержек; 2) оценке объективной социальной значимости генерации ВИЭ; 3) установления постоянной надбавки к тарифу; 4) развития инструментов тендера (аукциона) [4].

Установка фиксированного тарифа с помощью определения уровня производственных издержек зависит от целевой доходности проекта (имплементируется профильным регулирующим ведомством). Различные технические характеристики капитальные издержки реализации обусловливают создание баз данных проектов с обновляемым на регулярной основе перечнем, где отдельно выделена и детальна раскрыта категория затрат. Сопоставление национальных и международных, в том числе стран группы БРИКС, баз данных проектов возобновляемой энергетики позволит оптимизировать варианты возведения генеральных объектов генерации и сократить операционные издержки, исходя из наилучших доступных технологий и параметров действующих энергоустановок.

Первостепенное влияние на эффективность имплементации фиксированного тарифа для ВИЭ в энергорынок оказывает уровень трансакционных издержек, в том числе, связанных с бюрократической рентой и транспарентностью формирования спроса и предложения. Возможны искажения в вопросе расчета капитальных затрат и искусственного повышения уровня удельных издержек в формате индивидуальных тарифов.

Во втором варианте функционирования инструментов фиксированного тарифа на основе проведения оценки объективной социальной значимости возобновляемой генерации стоимость электричества противопоставляется стратегическим задачам: снижение антропогенного воздействия на несущую емкость биосферы, повышение величины составных элементов Индекса человеческого развития (здравоохранение, образование, благосостояние), повышение уровня энергетической безопасности и минимизации рисков неблагоприятной конъюнктуры глобальных рынков энергоресурсов, решение геополитических задач интеграционного профиля. Совокупность представленных факторов не отражается напрямую в процессе формирования цены на электроэнергию, что вызывает необходимость применения фиксированного тарифа по обозначенному методу.

Возможно рассмотрение подхода на основе ценности со стороны генерирующего поставщика (энергокомпании) через призму альтернативных издержек производства, специфики локации, временного периода и стоимости электричества. Например, в России в районах Крайнего Севера, которые не интегрированы в Единую энергетическую систему и обладают высоким уровнем инсоляции резко возрастает рентабельность возведения солнечной генерации по сравнению с топливными аналогами. Создание высокотехнологического производства ВИЭ приоритетная задача повышения конкурентоспособности энергетической промышленности. Здесь как фактор косвенной поддержки способен выступить фиксированный тариф, рассчитываемый на основе ценностного подхода.

Установление постоянной надбавки к тарифу рассматривается в качестве третьего варианта реализации фиксированного тарифа. Предполагается получение энергокомпаниями фиксированного вознаграждения за киловатт-час выработки в виде рыночной премии. Этот механизм подразумевает дополнительную надбавку рыночной премии к сбытовой выручке. Ставка надбавки изменятся исходя из типа энергоустановки (способа преобразования энергии), номинальной мощности и периода ввода в эксплуатацию. В формате развитого энергорынка разница между выручкой от сбыта электричества на бирже и дополнительной ставкой, интегрированной в конечную для потребителя цену, представляет собой компенсационную надбавку. Этот повышает прозрачность процесса формирования цены на бирже [2].

Проведение тендера (аукциона) также является инструментом метода фиксированного тарифа. На современном этапе Индия, Китай и Бразилия экспериментально применяют этот подход. Детерминация тарифа через осуществление аукционов на строительство генерации с учетом обязательств по дальнейшей поставке электричества по фиксированной цене позволяет снизить риски повышения стоимости капитальных затрат и, как следствие, их ретрансляцию в конечную для потребителя цену.

Достижение целевых показателей отраслевого развития через комплексный инструментарий фиксированного тарифа неразрывно связано с необходимостью использования наилучших доступных технологий с высокой долей локализации производства (при возможном поэтапном варианте увеличения доли национального сегмента) и потенциала инновационной системы. Ключевой целью внедрения фиксированного тарифа является нивелирование инвестиционных рисков. Это реализуется через включение текущих и прогнозируемых расходов, нормы прибыли и факторов макроэкономической среды с последующим формированием денежного потока и определением оптимального уровня тарифа.

К недостаткам подхода к расширению ВИЭ на основе фиксированного тарифа относятся: комплексность расчетов и их методологические особенности в формате регуляторной базы национальной экономики, умеренная прогнозируемость величины производства электроэнергии из ВИЭ в среднесрочном и долгосрочном периоде, риски перевыполнения заложенных в энергетической стратегии целевых показателей, отсутствие стимулов у производителей оборудования для снижения его стоимости, отраслевое лобби. Превышение прогнозируемой доли ВИЭ в ТЭБ (топливно-энергетический баланс) государства влечет за собой необратимость вывода топливной генерации, что потенциально приведет к росту цен и снижению надежности энергоснабжения. Тренд многократного сокращения капитальных издержек диктует необходимость перманентного пересмотра уровня фиксированного тарифа в пользу наиболее эффективных технологий, что, по сути, оставляет уже построенные устаревшие установки в зоне низкой окупаемости.

Структурирование и определение принципиальных отличий вариантов поддержки развития ВИЭ

Следующая категория механизмов стимулирования ВИЭ основана расчете расходов. Регулируется затратная часть проектов. В этой модели компаниям, которые инвестируют в проекты по возобновляемой генерации, гарантировано получения различных типов субсидий на основе инвестиций, скидок, грантов. Использование обозначенных механизмов представлено в более, чем 45 странах.

Отдельно выделяются фискальные льготы, которые предоставляются на капиталовложения в основные фонды, а также в формате стоимости электричества. В этой подгруппе обозначены освобождения от различных фискальных обязательств и сокращение облагаемой базы (недвижимость, акцизы, кредитные каникулы, фонды). В противовес политике стимулирования развития ВИЭ за счет манипуляций с механизмами взимания налогов, используется косвенное воздействие через увеличение фискальной нагрузки на строительство и эксплуатацию генерации на углеводородном топливе.

Разработаны системы торговли выбросами CO₂ и налогами на SOx, NOx и прочими веществами, негативно отражающимися на экосистеме. Их имплементация, с одной стороны, приводит к резкому снижению экономической эффективности традиционной генерации с устаревшей технологической базой и высоким уровнем эмиссии [3] парниковых газов, но, с другой стороны, ведет к повышению стоимости электричества станций на углеводородном топливе. В рамках общих правил существования коммерческой инфраструктуры происходит искусственное увеличение конкурентоспособность ВИЭ [6].

Выделяются различные инструменты льготного кредитования, в том числе на основе ESG [4] методики. Здесь возможен как возврат определённой доли затрат по выплате процентов или выделение профильным ведомством специальных гарантий под привлечение инвестиций в сегмент ВИЭ. Этот процесс позволяет минимизировать риски финансовых посредников, что положительно влияет на сокращение стоимости привлеченных средств.

Рисунок 1. Сравнение эффективности инструментов поддержки ВИЭ на основе стоимостного и затратного подходов

Figure 1. Comparison of RES support tools based on price and cost approaches

Источник: [11]

,где:

ГЦ виэ – гарантированная цена для электроэнергии (э/э) от ВИЭ (на кВт*ч),

Ц рын – рыночная цена э/э,

Нвиэ – надбавки к цене для э/э от ВИЭ (на кВт*ч),

Цсерт – цена сертификатов (номиналом кВт*ч),

Цтендер - цена для э/э от ВИЭ (на кВт*ч), установленная по итогам тендера.

МC – функция предельных издержек э/э от ВИЭ

(q) – заданный объем э/э от ВИЭ, (q*) – объем квоты, при q=q*

Доход производителей э/э от ВИЭ: R=Ц*q, то есть

RГЦ = RН . +Rрын.цена = Rсерт. + Rрын.цена

Rтендер = MC(q), теоретически одинаков в каждой модели [5].

Отдельно в качестве элемента стимулирования развития ВИЭ на базе количественных параметров, следует рассмотреть возможность проведения конкурсных торгов, где маркером лота является не мощность установки, а уровень тарифа (по которому генератор обязуется реализовывать электричество на рынке). В этой связи уместно классифицировать данную процедуру к категории поддержки на базе цены.

В рамках стратегических инициатив Министерства энергетики Российской Федерации [6] Администратор торговой системы реализует на базе конкурса отбор инвестиционных проектов по строительству объектов возобновляемой энергетики. Данная система отбора распространяется на: генерацию с фотоэлектрическим преобразованием солнечной энергии (солнечные станции), ветрогенерацию, гидростанции с установленной мощностью менее 50 МВт (не включая гидроаккумулирующие электростанции) [10].

Существует система сальдированного учета электричества (Net metering), которая позволяет активно повышать долю распределённой генерации на основе ВИЭ. Стимулирования частных инвестиций в сегмент ВИЭ достигается за счет нивелирования неоднородной энергоотдачи. Например, в период высокого уровня инсоляции домашнее хозяйство с распределенной солнечной генерацией, предназначенной для покрытия собственных нужд, поставляет избыток электроэнергии в сеть, при этом в случае неблагоприятных погодных условий недостаток покрывается из сети. В итоге баланс сводится на основе сальдо перетоков.

Net metering является стратегическим инструментом. Его интеграция в систему кредитования искусственно повышает коэффициент использования установленной мощности (КИУМ) оборудования и, как следствие, показатель совокупной выработки. Это позволяет повысить экономическую эффективность и снизить финансовые риски.

Создание коммерческой инфраструктуры с приоритетным отбором ценовых заявок поставщиков на основе себестоимости вырабатываемой энергии является косвенным механизмом поддержки ВИЭ, операционные издержки которых по сравнению с традиционной генерацией стремятся к нулевой отметке. Цена на электроэнергию за счет повышения выработки ВИЭ снижается, в это же время происходит вытеснение генерации на основе углеводородов, где более 60% расходов приходится на покупку топлива [2]. В этом процессе точка совпадения предложения и потребления на торговой площадке устанавливает цену и объем клиринга. Определенная цена клиринга ретранслируется генерирующим компаниям и является одинаковой для участников рынка.

В соответствии с этапностью интеграции возобновляемой генерации в национальную энергосистему происходит становление и корректировка механизмов субсидирования проектов. Совокупность применимых инструментов поддержки представлена на рисунке 2.

Рисунок 2. Ключевые разновидности механизмов стимулирования ВИЭ

Источник: разработано автором на основе [6]

Интеграция механизмов стимулирования ВИЭ в коммерческую инфраструктуру энергорынков

Проанализированные методы активно тиражируются в странах БРИКС и интегрированы в коммерческую инфраструктуру национальных энергосистем. В России в соответствии с ФЗ №35-ФЗ от 01.07.2020 г. «Об электроэнергетике» реализуются следующие механизмы поддержки ВИЭ:

1. Договор о поставке мощности, ДПМ [7] (в завершении конкурсного отбора заключается долгосрочное соглашение на приобретение мощности);

2. Приоритетная закупка электричества у квалифицированных возобновляемых генераторов (при этом не подходящие под критерии квалифицированного производителя генераторы, которые, например, не соответствуют критериям по локализации, имеют возможность поставлять электричество на рынок на общих основаниях).

Договор о поставке мощности по ВИЭ реализуется через конкурсный отбор на ежегодной основе с 2013 г. и проводится администратором торговой системы. Целевые показатели обозначаются Правительством и варьируются в зависимости от ценовой зоны оптового рынка электроэнергии и мощности.

Правительство Китая системно применяет комплекс мер по развитию ВИЭ и интегрирует возобновляемые источники в коммунальную и транспортную сферы. На текущий момент инструментарий фиксированного тарифа активно используется для ветровой и солнечной генерации (варьируется в зависимости от региона). В то же время наибольшее тиражирование получила технология солнечной теплоэнергетики, которая позволяет решать коммунальные задачи по нагреву воды в бытовых условиях. Для этого применяются солнечные водонагреватели. Китай занимает первое место в мире по объему производства и использования систем отопления и горячего водоснабжения на базе солнечных станций (около 75 млн м² солнечных коллекторов) [5]. Технология находится на уровне рентабельности, что дает возможность прогнозировать сохранение данной тенденции.

В Бразилии реализуется процесс расширения производства возобновляемой энергии, обусловленный государственными планами и программами, направленными на предотвращение кризисов электроснабжения, подобных кризису 2001 года. Кроме того, Бразилия соблюдает глобальную повестку дня по сдерживанию изменения климата, в соответствии с Рамочной конвенцией Организации Объединенных Наций об изменении климата, в частности, Парижским соглашением от 2015 г. Это согласуется с экономической, социальной и экологической устойчивостью.

Аукционы являются главным инструментом для продвижения новой возобновляемой электрической энергии в Бразилии, так как правительство может открыто вмешиваться в технологии, которым будет разрешено участвовать в аукционе в качестве поставщиков энергии. Все проекты ВИЭ участвуют в прямых аукционах на срок от 3 до 7 лет вперед [6]. На случай нарушения обязательств инвестором действует система санкций и ряд специальных условий устранения нарушений.

Расширение доли ВИЭ в Индии осуществляется через предоставления благоприятной инвестиционной среды и обширного перечня механизмов поддержки. Они предполагают вовлечение иностранного капитала в процесс формирования инновационной производственной базы. Методы поддержки включают в себя инструменты фискальной и финансовой политики, а также минимизации следующих административных процедур [9]:

Ø Ускоренная амортизация в размере ста процентов и ее интеграция в налоговую базу в первый год функционирования ВИЭ;

Ø Упразднение производственных акцизов и минимизация ввозных пошлин на компоненты ВИЭ;

Ø Льготные условия получения заемных средств, в том числе для экспериментальных и новых технологий;

Ø Налоговые каникулы;

Ø Фиксированные тарифы;

Ø Субсидии для возобновляемой генерации с высоким уровнем капитальных издержек;

Ø Создание фонда по развитию ВИЭ (в формате Северо-Восточного региона);

Ø Упрощение процедуры отвода земли за минимальную плату (при утилизации муниципальных отходов)

Поддержка ВИЭ в ЮАР основана на программах Национального энергетического регулятора ЮАР (National Energy Regulator of South Africa, NERSA). Основной метод стимулирования – фиксированный тариф. Для этого используется стандартная для международной практики модель Средневзвешенной стоимости энергии (levelised cost of energy, LCOE). Отдельно рассчитывается величина Средневзвешенной стоимости капитала (weighted average cost of capital, WACC [8]) на уровне 12%.

В расчеты LCOE по методологии NERSA включается стоимость земельного участка, строительно-монтажные работы и закупка оборудования в формате EPC-контракта [9](под ключ), финансовых аспектов (в том числе заложенную норму прибыли), расходов на подключение, передачу и сбыт электроэнергии до конечного потребителя (с учетом технологического расхода при передаче). На энергетическом рынке ЮАР уровень фиксированного тарифа пересматривается на ежегодной основе (первые пять лет после ввода в эксплуатацию) и раз в три года (после пятилетнего периода функционирования). С целью привлечения инвестиций срок Договора о закупке электричества между энергокомпанией (инвестором) и государственным подразделением заключается на 20 лет. В качестве единственной организации по закупке выступает Офис единого покупателя (Single Buyer Office, SBO) Агентства закупок возобновляемой энергии (Renewable Energy Purchasing Agency, REPA) [10].

Выводы

Представленные базисные инструменты принципиально отличаются в методике поддержки спроса на ВИЭ. Их вариации сводятся к сокращению расходов на выработку из ВИЭ, фиксированию тарифа (на уровне рентабельности производителя), формированию систем квот с обязательствами по использованию определенной профильным регулятором доли ВИЭ в общей структуре спроса. Все три подхода, обозначенные в таблице 2.3.2., обусловлены действием ценового индикатора, который выступает в качестве маркера эффективности работы коммерческой инфраструктуры энергосистемы и в среднесрочной перспективе позволяет определить эффективность государственной политики в сфере развития ВИЭ в соответствии с заложенными стратегиями. Беря за основу действия механизмов поддержки ориентир ключевых игроков на ценовой маркер следует детализировать подходы в следующем виде:

· Методы стимулирования ВИЭ на основе тарифа устанавливают цену за 1 кВт-ч. Функционирование рыночных механизмов приводит к детерминации объем выработки и сбыта электричества из ВИЭ;

· Механизмы субсидирования ВИЭ на базе капитальных затрат направлены на сокращение капитальных расходов строительства и/или уменьшения операционных издержек функционирования установок возобновляемой генерации с целью повышение инвестиционной эффективности проектов;

· Инструменты поддержки ВИЭ на основе объема вырабатываемой электроэнергии, фиксируют со стороны спроса или предложения обязательства по приобретению/продаже определенного объема электричества из ВИЭ. Стоимость электроэнергии формируется субъектами рынка.

Перспективы использования механизмов поддержки ВИЭ на базе цены связаны с имплементацией фиксированного тарифа. Существуют различные варианты его построения. Принципиальными их отличиями являются применяемые способы дифференциации (на основе используемых технологий, установленной мощности, операционных издержек, сезонности) и структуризации выплат за электричество.

[1] Перекрестное субсидирование является ценовой дискриминацией и обусловливает ситуацию превышения тарифа для одной группы потребителей выше уровня предельных издержек. Вследствие этого процесса сокращаются цены для иной категории потребителей. Дисбаланс рыночных механизмов приводит в долгосрочной перспективе к деформации коммерческих механизмов.

[2] Рассмотрение в зарубежной практике вариантов сбыта электроэнергии ВИЭ выявило активное применение механизмов квотирования.

[3] Это показательно, например, для энергосистемы Румынии, где с 2016 по 2020 гг. стоимость квоты на выброс 1 тонны СО₂ выросла в пять раз с 6 до 30 Евро/тонна. Это привело к экономическому коллапсу угольной отрасли. В Румынии есть две основные государственные угольные компании, управляющие как электростанциями, так и шахтами: Oltenia Energy Complex (OEC) управляет 4 станциями и 10 шахтами (ежегодный объем добычи бурого угля – 22 млн тонн), все стации работают на буром угле, и вырабатывают около 90% всей электроэнергии на основе угля. Ключевое предприятие по переработке каменного угля и генерации – Hunedoara Energy Complex (HEC). HEC не оплачивала свои квоты на выбросы CO₂ в течение последних 3 лет, в то время как OEC взяла коммерческие кредиты на сумму более 105 миллионов евро в 2019 году, чтобы иметь возможность оплатить свои квоты на выбросы CO₂.

[4] Экологическое, социальное и корпоративное управление (Environmental, Social, Corporate Governance, ESG) является набором параметров менеджмента предприятия. Данные ESG-принципы являются основополагающими для стран ЕС. Они были интегрированы в глобальную повестку генеральным секретарем ООН Кофи Аннаном в 2014 г. с целью замедления темпов изменения климата.

[5] Обозначенные аббревиатуры представлены в работе [10].

[6] Разработана система стимулирования ВИЭ на Оптовом рынке электроэнергии и мощности (ОРЭМ): 1) определены целевые ориентиры в повышения доли ВИЭ до 2024 г., осуществляется продажа мощности агрегатов ВИЭ на ОРЭМ; 2) установлена предельная норма инвестиционных расходов на строительство 1 кВт мощности; 3) включение в предельную норму инвестиционных расходов определенного уровня рентабельности; 4) квалификация в обязательном порядке возобновляемых станций на электроэнергетическом рынке и интеграцию в его торговую систему; 5) сетевые предприятия обязываются приобретать электричество (мощности) у возобновляемых станций в объеме 5% от технологических расходов; 5) покрытие до 50% расходов на технологическое подключение к электросетям.

[7]Потенциальные инвесторы, выигравшие конкурсный отбор, заключают договор о поставке мощности (ДПМ). В рамках ДПМ они принимают на себя ряд обязательств: проектирование и создание генерации, ее ввод в эксплуатацию, прохождение сертификации и квалификации, реализация поставок на электроэнергетический рынок. Сроки осуществления каждого этапа установлены и их нарушение влечет санкционные действия со стороны регулятора. Минимальная величина поставки электроэнергии по году также фиксирована и контролируется надзорной инстанцией. Период действия ДПМ, во время которого гарантируются фиксированные платежи за мощность – 15 лет. Норма доходности колеблется в пределах 12-14%

[8]Показатель WACC применяется при анализе инвестиционной эффективности проекта. На основе метода дисконтирования денежных потоков определяется минимальный уровень возврата финансов. Экономический смысл показателя сводится к положительному решению по инвестированию при уровне рентабельности не ниже WACC.

[9]Реализация проекта по EPC-контракту (engineering, procurement, construction) подразумевает возложение на генерального подрядчика функций по инжинирингу, закупкам и строительству, ввод в эксплуатацию (пуско-наладочные работы).