Дпм виэ что это такое

Что такое программа ДПМ-2 и чем она обернется для энергетиков

После успешного проведения программы ДПМ, нацеленной на строительство новых генерирующих мощностей в российской электроэнергетике, Правительство разработало новую программу ДПМ-2 (ДПМ-штрих), в рамках которой планируется модернизировать имеющиеся старые мощности в общем объеме до 41 ГВт.

Для начала необходимо сказать несколько слов о современном рынке электроэнергии в России.

Ценовые зоны

Одной из задач реформы РАО ЕЭС, в рамках которой на рынке появилось множество отдельных экономических субъектов, генерирующих, сетевых и сбытовых компаний, было создание полноценного оптового рынка электрической энергии (ОРЭ).

Поставленная задача была выполнена. Там, где была возможность создать конкурентный рынок, страну разделили на I и II ценовые зоны, с учетом наличия сетевой инфраструктуры и необходимого количества генерирующих компаний. Там, где этого сделать не удалось, зоны остались неценовыми. Тарифы там регулируются преимущественно государством. В последнее время идет речь о создании дальневосточной III ценовой зоны.

ОРЭ — оптовый рынок электроэнергии

В рамках этих ценовых зон электроэнергия продается при помощи нескольких механизмов:

1. По регулируемым договорам (РД). В основном это поставки населению. Тарифы устанавливает государство. Общий объем электричества и мощности по таким договорам не должен превышать 35%.

2. В рамках механизма «Рынок на сутки вперед» (РСВ). Это полноценный оптовый рынок с заявками от покупателей и поставщиков и индикацией рыночной цены. Оператор торгов ОАО «АТС». Пример ценообразования представлен ниже.

3. Балансирующий рынок. Если у покупателя образуется избыток приобретенного электричества или его недостаток в рамках торгов на РСВ, торговля этими объемами осуществляется в реальном времени с помощью балансирующего рынка.

4. Рынок свободных договоров (РСД). Потребители и поставщики оптового рынка могут заключать договора между собой по нерегулируемым тарифам.

Однако специфика потребления электричества такова, что невозможно заранее просчитать точное его количество, необходимое потребителям. Это справедливо как по отношению к ежесуточному потреблению, так и к более продолжительным промежуткам времени (годы).

В случае увеличения нагрузки со стороны потребителей и при неизменных мощностях поставщиков будет происходить перегрузка сети, снижение напряжения, выход из строя оборудования (потребителей и поставщиков), что приведет к значительному увеличению аварийности.

ОРЭМ — оптовый рынок электроэнергии и мощности

Поэтому в рамках надежного предоставления услуг поставки электроэнергии необходим еще и оптовый рынок мощности. Продавцы мощности — генерирующие компании — обязаны обеспечить готовность генерирующего оборудования к выработке электрической энергии. Покупатели мощности на оптовом рынке обеспечивают покрытие затрат генерирующих компаний на обеспечение готовности оборудования к выработке электрической энергии, в том числе в пиковые моменты. Эти затраты должны быть оплачены даже если фактически поставки электроэнергии не произошло.

Для обывателя это в общем-то технический момент, но он является важным звеном в обеспечении надежных поставок электроэнергии, как физическим, так и юридическим лицам, бизнесу и промышленным предприятиям.

Мощность продается также по нескольким основным механизмам:

1. В рамках рынка КОМ (конкурентный отбор мощности). Генерирующие компании предъявляют объем имеющейся мощности, не превышающую установленной. Покупатели ценовой зоны обязаны оплатить отобранную мощность. Но не вся располагаемая мощность в итоге будет отобрана и оплачена. Это шаг к повышению ценовой конкуренции. Каждая компания несет различные затраты на поддержание оборудования в готовности. Соответственно цены на мощность будут разные в процессе отбора. Начиная с 2016 г. на КОМ отбираются мощности на 4 года вперед. Планируется увеличение срока до 6 лет.

2. В рамках свободных договоров купли-продажи мощности (СДМ). Механизм аналогичный продаже электроэнергии на РСД.

3. В рамках регулируемых договоров. В основном для населения и приравненных к нему потребителей.

4. По средствам ДПМ — договора о предоставлении мощности. Этот механизм оплаты мощности был введен для привлечения в сектор электроэнергетики инвестиций на постройку новых объектов генерации. Мощность по этим договорам оплачивается по повышенному установленному тарифу в течении определенного времени.

5. В режиме вынужденного поставщика.

За время действия первой программы ДПМ было обновлено около 15% всей установленной электрической мощности в РФ. За период 2008-2017 гг. было затрачено около 4 трлн руб. инвестиций.

Но прогноз роста спроса на электроэнергию с начала реформы РАО ЕЭС не оправдался. Рецессия и медленное восстановление экономики РФ в 2015-2018 гг. не принесли предполагаемого 4,3%-го среднегодового роста спроса на электроэнергию. В результате на рынке возник профицит мощности. Пиковая нагрузка 151 ГВт против установленной мощности 243 ГВт

Но Правительство решило воспользоваться временным профицитом мощности и обновить парк старых тепловых генерирующих объектов, ведь для этого модернизируемые мощности необходимо временно выводить из эксплуатации. Была специально разработана программа ДПМ-штрих, а ныне ДПМ-2. В сущности, она является аналогом первой программы ДПМ-1, но направлена на модернизацию самых старых тепловых генерирующих электрических мощностей (старше 45 лет) с целью снижения операционных затрат и повышения топливной эффективности. Ресурс обновленных электростанций должен быть продлен на 15-20 лет.

Инвестиции и сроки реализации

Новая программа должна привлечь в сектор до 1,5 трлн руб. (в ценах 2020 г.) инвестиций с целью обновления 41 ГВт старой тепловой мощности, включая старые электростанции Русгидро на Дальнем Востоке.

Минэнерго предлагает ограничить капитальные затраты для угольных станций на уровне 54 млрд руб. за ГВт и 33 млрд руб. за ГВт для газовых станций. Для последних потолок может быть поднят в связи с жесткими требования локализации. Также могут быть отменены штрафы за просрочку срока ввода объекта, если компания работает с экспериментальными российскими турбинами мощностью выше 65 МВт.

Средний срок реализации проекта оценивается в районе 24 месяцев. Действие программы регламентировано до 2035 г.

Инвестиционные контракты будут заключаться на 16 лет (против 10 лет по ДПМ-1), из которых 15 лет компании будут получать повышенные платежи за обновленную мощность с гарантированной ставкой доходности, так называемые «платежи по ДПМ».

Доходность

Норма доходности, согласно последней модификации программы, составляет 12% и привязана к 7,5% доходности ОФЗ с соответствующей дюрацией. Это значит, что в случае роста доходности 10-15 летних госбумаг, выплаты по ДПМ будут пересматриваться в сторону повышения. В случае снижения доходности ОФЗ будет иметь место обратная процедура.

Отбор проектов

В отличие от ДПМ-1, проекты по модернизации будут отбираться в рамках аукциона, одним из критериев которого будет наиболее низкая себестоимость будущих поставок электроэнергии.

Первый, так называемый «залповый» отбор заявок на модернизацию 11 ГВт должен пройти до конца ноября 2018 г. Сроки реализации проектов: до 2022-2024 гг. Далее каждый год будут отбираться проекты на 3-4 ГВт. Первые инвестиции по новой программе могут пойти уже в начале 2019 г.

Стоит отметить, что по первой программе привлечения инвестиций в отрасль условия были схожи. Эксперты оценивают их как довольно позитивные для компаний с долгосрочной точки зрения. На текущий момент, например, доходность проектов составляла бы около 13%. При учете даже 4-5%-ой инфляции — это весьма неплохое подспорье для компаний генерирующего сектора.

Однако в краткосрочной перспективе инвестиции для генерирующих компаний, как правило, означают повышение капекса и снижение свободного денежного потока. Дивидендные выплаты могут не расти, снижаться или расти, но медленнее, чем оценивалось ранее. Таким образом программа модернизации может даже оказаться краткосрочным негативным драйвером для акций некоторых эмитентов.

Сложности оценки

Стоит сразу оговориться, что компании только занимаются оценкой будущих проектов. Фактических цифр для каждого конкретного эмитента на сегодняшний день нет. На данный момент не совсем понятно, какой генератор может предложить наиболее эффективный проект и какие из них попадут в первый и последующие аукционные отборы.

Предварительно на модернизацию были заявлены проекты примерно на 58 ГВт, против требуемых 41 ГВт. Это предполагает наличие конкуренции в процессе отбора.

Также следует отметить, что отличием новой программы будет 90%-ый уровень локализации оборудования, который к 2025 г. планируется довести до 100%. Это значит, что оценка затрат может претерпевать изменения по мере увеличения локализации.

Среди критериев отбора проектов к модернизации нужно отметить требование выработки ресурса объекта на менее, чем на 125%, но при этом показатель востребованности должен быть не менее 60% (за последние 2 года).

Предварительная оценка

Генерирующие мощности в России одни из самых старых в мире. Около 30% объектов старше 45 лет. На 2017 г. установленной мощности, превышающей возраст 45 лет было порядка 64 ГВт. Часть из нее будет выведена в рамках программы ДМП-1 и по инициативе самих компаний. Ресурс другой части по предложениям Минэнерго будет продлен путем увеличения тарифа на рынке КОМ. А 41 ГВт подлежит модернизации.

Несмотря на сложности в оценке, можно попытаться предварительно, очень грубо оценить масштаб предполагаемых затрат в рамках программы ДПМ-2 для ключевых игроков на рынке, а именно Интер РАО, Мосэнерго, ОГК-2, ТГК-1, Энел Россия, Юнипро, Русгидро.

Для упрощения оценки, предположим среднюю цену модернизации 1 ГВт мощности любой станции на уровне 36,6 млрд руб. в ценах 2020 г. Минэнерго, кстати, обещает индексировать выплаты по ДПМ-2.

У тех генераторов, кто использует преимущественно уголь, капзатраты могут быть выше. На модернизацию электростанций с газовыми установками может потребоваться чуть меньше средств.

Из заявленных критериев программы и наличия у ключевых генерирующих компаний мощностей старше 45 лет, можно предположить следующее:

Интер РАО. У компании представлен самый большой процент старых мощностей. Согласно годовому отчету, компания предлагает 26,7% установленной мощности к модернизации. Это без малого 7,6 ГВт. Итого может потребоваться около 280 млрд руб. инвестиций.

Мосэнерго. Около 50% оборудования Мосэнерго по установленной мощности старше 45 лет. На модернизацию могут быть выставлены проекты порядка 6,5 ГВт. В таком случае на это может потребоваться около 240 млрд руб.

ОГК-2. Примерно четверть всей установленной мощности могла бы поучаствовать в программе модернизации. На новую инвестпрограмму компания может направить порядка 170 млрд руб.

ТГК-1. Эта дочка Газпром энергохолдинга направит на модернизацию меньше всего. На инвестиции в обновление чуть менее 1 ГВт мощности может понадобиться около 35 млрд руб. Значительная часть установленной мощности компании — гидрогенерация.

Энел Россия. Компания не так давно уже проводила модернизацию части блоков на Рефтинской ГРЭС. Но пока, без учета вероятной продажи этого актива, на модернизацию порядка 4 ГВт может быть потрачено около 145 млрд руб. Потенциальная продажа Рефтинской ГРЭС, скорее всего, изменит требуемую сумму инвестиции.

Юнипро. Чуть более 1 ГВт компания может представить в качестве проектов на модернизацию. Это может потребовать увеличения капекса примерно на 45 млрд руб. С учетом выполнения ремонта блока Березовской ГРЭС, дополнительные капзатраты на горизонте нескольких лет можно считать весьма небольшими.

Русгидро. Подлежащие модернизации мощности компании не входят в I или II ценовую зону. Для неценовых зон была согласована отдельная статья — 2 ГВт. Большая часть модернизируемых проектов придется на Дальний Восток.

Ранее в Русгидро сообщали, что подготовили проекты на 1,3 ГВт с общей суммой инвестиций порядка 150 млрд руб. Хотя, исходя из критериев программы ДПМ-2 по версии Минэнерго компания должна будет затратить около 50 млрд руб. (исходя из средней цены 36,6 млрд руб. за ГВт) Отбираться проекты в неценовых зонах будут специальной правительственной комиссией.

Вывод

По оценке менеджмента участвующих генерирующих компаний, новая программа ДПМ—2 будет полезной и выгодной в первую очередь самим компаниям. Соглашаются с этим и многие сторонние эксперты. Как мы видим, наибольший объем инвестиций может прийтись на Интер РАО. Также серьезно придется «вложиться» Мосэнерго и ОГК-2. Меньше всего ДПМ-2 может затронуть Юнипро и ТГК-1, что в краткосрочном горизонте окажется, скорее позитивом.

В долгосрочной перспективе ДПМ-2 обеспечивает весьма неплохую доходность проектов, которая в совокупности с увеличением топливной эффективности и рентабельности генераторов положительно скажется и на будущих производственных и финансовых показателях.

Что касается Русгидро, то есть некоторая неопределенность относительно будущих капзатрат группы по этой части. Но, по предварительным оценкам Минэнерго, дополнительный капекс не должен превысить 150 млрд руб.

БКС Брокер

Последние новости

Рекомендованные новости

Итоги торгов. Из аутсайдеров быстро вышли в лидеры

Бумаги REITs. Какую «недвижимость» купить и как

3 важных тренда на рынке США в 2022 году. Какие акции покупать

TCS Group: а было ли дно

Космические инвестиции на СПБ Бирже. Инфографика

Кто выигрывает, а кто в проигрыше от роста инфляции

Heron Therapeutics отодвигает NVIDIA и Alibaba

Адрес для вопросов и предложений по сайту: bcs-express@bcs.ru

* Материалы, представленные в данном разделе, не являются индивидуальными инвестиционными рекомендациями. Финансовые инструменты либо операции, упомянутые в данном разделе, могут не подходить Вам, не соответствовать Вашему инвестиционному профилю, финансовому положению, опыту инвестиций, знаниям, инвестиционным целям, отношению к риску и доходности. Определение соответствия финансового инструмента либо операции инвестиционным целям, инвестиционному горизонту и толерантности к риску является задачей инвестора. ООО «Компания БКС» не несет ответственности за возможные убытки инвестора в случае совершения операций, либо инвестирования в финансовые инструменты, упомянутые в данном разделе.

Информация не может рассматриваться как публичная оферта, предложение или приглашение приобрести, или продать какие-либо ценные бумаги, иные финансовые инструменты, совершить с ними сделки. Информация не может рассматриваться в качестве гарантий или обещаний в будущем доходности вложений, уровня риска, размера издержек, безубыточности инвестиций. Результат инвестирования в прошлом не определяет дохода в будущем. Не является рекламой ценных бумаг. Перед принятием инвестиционного решения Инвестору необходимо самостоятельно оценить экономические риски и выгоды, налоговые, юридические, бухгалтерские последствия заключения сделки, свою готовность и возможность принять такие риски. Клиент также несет расходы на оплату брокерских и депозитарных услуг, подачи поручений по телефону, иные расходы, подлежащие оплате клиентом. Полный список тарифов ООО «Компания БКС» приведен в приложении № 11 к Регламенту оказания услуг на рынке ценных бумаг ООО «Компания БКС». Перед совершением сделок вам также необходимо ознакомиться с: уведомлением о рисках, связанных с осуществлением операций на рынке ценных бумаг; информацией о рисках клиента, связанных с совершением сделок с неполным покрытием, возникновением непокрытых позиций, временно непокрытых позиций; заявлением, раскрывающим риски, связанные с проведением операций на рынке фьючерсных контрактов, форвардных контрактов и опционов; декларацией о рисках, связанных с приобретением иностранных ценных бумаг.

Приведенная информация и мнения составлены на основе публичных источников, которые признаны надежными, однако за достоверность предоставленной информации ООО «Компания БКС» ответственности не несёт. Приведенная информация и мнения формируются различными экспертами, в том числе независимыми, и мнение по одной и той же ситуации может кардинально различаться даже среди экспертов БКС. Принимая во внимание вышесказанное, не следует полагаться исключительно на представленные материалы в ущерб проведению независимого анализа. ООО «Компания БКС» и её аффилированные лица и сотрудники не несут ответственности за использование данной информации, за прямой или косвенный ущерб, наступивший вследствие использования данной информации, а также за ее достоверность.

Источник

Министерство энергетики

Вы здесь

Системный оператор опубликовал информацию о режиме работы объектов ДПМ ВИЭ

Системный оператор начал публикацию информации о фактических режимах работы объектов ВИЭ-генерации, введенных по результатам конкурентных отборов ДПМ ВИЭ, а также об объектах, планируемых к вводу в работу. Информация по состоянию на май 2021 года размещена на специализированном сайте балансирующего рынка.

Аттестованная мощность введенных по программе ДПМ ВИЭ солнечных электростанций (СЭС) в мае 2021 года достигла 1,46 ГВт, ветровых (ВЭС) – 1,16 ГВт. За пять месяцев 2021 года выработка СЭС составила 0,74 млрд кВт·ч, ВЭС – 1,27 млрд кВт·ч.

Опубликованная информация отражает фактическую загрузку объектов ВИЭ-генерации и особенности их работы в прошедшем месяце, а также за период с начала года. К примеру, в связи с сезонным снижением потребления, работой ГЭС с максимальной нагрузкой в период паводка в Объединенной энергосистеме Юга формировались существенные избытки мощности. В целях недопущения нарушения максимально допустимых перетоков в периоды минимальных нагрузок ограничивалась выдача мощности ВЭС, расположенных в Республике Калмыкия (максимальная величина снижения 12,4 МВт) и Ростовской области (максимальная величина снижения 163,2 МВт).

Актуальная карта размещения введенных и планируемых к вводу объектов ВИЭ с указанием территорий, на которых вводились ограничения, и информация о режиме работы объектов ВИЭ будут публиковаться на сайте балансирующего рынка ежемесячно.

ДПМ ВИЭ – программа стимулирования развития ВИЭ-генерации в ЕЭС России за счет гарантированной в течение определенного времени оплаты мощности по договору о предоставлении мощности (ДПМ) на оптовый рынок, заключенному с владельцем электростанции. Программа предусматривает конкурсный конкурентный отбор инвестиционных проектов по строительству генерирующих объектов, функционирующих на основе использования возобновляемых источников энергии.

Сведения предоставлены компанией.
Официальный комментарий Минэнерго России может быть предоставлен по запросу и (или) размещён в открытых источниках информации

Источник

ДПМ-1 и ДПМ-2, что это такое и в чем отличие? Разбираемся.

Часто в обзорах генерирующих компаний встречается аббревиатура ДПМ или ДПМ-2. Не все знакомы с данными программами, сегодня я постараюсь прояснить этот момент.

Значительная часть генерирующих станций нам досталась со времен СССР, на некоторые блоки уже истек срок полезной эксплуатации и они нуждаются либо в замене, либо в кап. ремонте. После разделения РАО-ЕЭС России значительная часть станций перешла в частные руки. Новые владельцы не торопятся вкладывать миллиарды рублей в модернизацию старого оборудования, им нужен определенный стимул для этого. Таким стимулом стала программа ДПМ.

Программа ДПМ (или ДПМ-1) расшифровывается, как программа договоров о предоставлении мощности. Основной целью ее является стимулирование инвестиций в генерацию. В рамках первой программы (2010-2020 годы) компании строили новые генерирующие мощности, а крупные потребители брали на себя обязательство оплачивать мощность данных блоков по повышенным тарифам.

Грубо говоря, строительство шло за счет потребителей, только с постоплатой. Причем, в эти тарифы включалась надбавка, чтобы генерирующие компании не только вернули вложенные инвестиции, но и немного заработали на этом. Государство в данном случае выступало гарантом того, что потребители получат требуемый объем мощности, а производители энергии получат обратно свои деньги через повышенные тарифы.

В рамках ДПМ-1 было введено около 30ГВт новых мощностей, что на рынке создало избыток предложения. Спрос на электроэнергию и мощность последние 10 лет рос более низкими темпами, чем предполагалось ранее. Больше всего от программы выиграли ИРАО (6,1ГВт), ОГК-2 (4,4ГВт), Мосэнерго (2,9ГВт), Юнипро (2,4ГВт) и т.д.

Программа ДПМ-1 закончилась, но в стране осталось значительно количество старых мощностей. Все силы и средства компании пускали на строительство новых блоков, на модернизацию денег не выделялось в должном объеме.

Было принято решение продлить данную программу, только теперь не строить новые блоки, а до 2031 года модернизировать уже имеющиеся. Программу назвали ДПМ-2 (или ДПМ штрих). Суть ее такая же, как и у первой, модернизация мощностей идет за счет генерирующей компании, а потом это ложится на плечи потребителей в виде повышенных тарифов. В рамках ДПМ-1 повышенные тарифы размазывались на 10 лет, теперь срок увеличили до 15 лет. Общий объем инвестиций на программу ДПМ-2 установлен в размере 1,9 трлн. руб (2022 — 2031г).

Для справки, на 2020 год около половины всей генерации в РФ старше 40 лет, примерно 1/4 всей генерации старше 50 лет. Другими словами, через 10 лет больше половины генерирующих объектов будут работать сверх своей эксплуатационной нормы, что может приводить к авариям. Программа ДПМ-2 призвана частично решить данную проблему.

Мы не будем углубляться в механизм отбора мощностей для модернизации по ДПМ-2, подведем некоторые итоги тех отборов, которые уже состоялись.

На данный момент известны данные по отборам с 2022 по 2026 год. Основной объем на модернизацию выиграла ИРАО (4,95 ГВт), на втором месте Юнипро с долей 3,3 ГВт. Помимо модернизации текущих станций, с 2027 года должна появиться отечественная парогазовая турбина с локализацией более 70%. Но показатель локализации будет расти в последующие годы.

По предварительным данным, для «Интер Рао» и «Т ПЛЮС» будут использованы турбины производства «Силовых машин» А. Мордашова. Оборудование для ОГК-2 будет получено от «Объединенной двигателестроительной корпорации» Ростеха.

Текущий механизм отбора объектов для ДПМ-2 имеет ряд недостатков, блоки отбираются не исходя из их необходимости и востребованности, а исходя из стоимости модернизации в пересчете на 1 МВт мощности. Таким образом, слово модернизация здесь не совсем уместна, компании просто меняют блок, произведенный в 1950 году на точно такой же блок произведенный чуть позднее, КПД при этом не увеличивается.

Надеюсь, немного прояснили отличия данных программ. Главное то, что зарабатывает на этом генерирующая компания через повышенные тарифы. А есть еще ДПМ ВИЭ, но это уже отдельная история.

Следить за всеми моими обзорами можете здесь: Telegram, Смартлаб, Вконтакте, Instagram

Источник

Министерство энергетики

Вы здесь

Об отрасли

Основные направления государственной политики в сфере повышения энергетической эффективности электроэнергетики на основе использования возобновляемых источников энергии на период до 2024 года, утвержденные распоряжением Правительства Российской Федерации от 08.01.2019 г. № 1-р, исходят из приоритетного характера цели повышения энергетической эффективности электроэнергетики на основе использования возобновляемых источников энергии.

В целях реализации поставленных в Основных направления государственной политики в сфере повышения энергетической эффективности электроэнергетики на основе использования возобновляемых источников энергии на период до 2024 года задач Федеральным законом от 26.03.2003 № 35-ФЗ «Об электроэнергетике» предусмотрены механизмы поддержки стимулирования производства электрической энергии генерирующими объектами, функционирующими на основе использования возобновляемых источников энергии, на оптовом и розничных рынках электрической энергии и мощности. Внедренные механизмы поддержки ВИЭ дали значимый импульс развитию этого нового для российской экономики и энергетики сегмента.

Механизмы поддержки генерирующих объектов, функционирующих на основе возобновляемых источников энергии, на оптовом рынке

Федеральным законом от 26.03.2003 № 35-ФЗ «Об электроэнергетике» предусмотрено использование механизма продажи мощности генерирующих объектов, функционирующих на основе возобновляемых источников энергии (ВИЭ), по договорам поставки мощности на оптовый рынок (ДПМ ВИЭ) по цене и в порядке, установленном Правительством Российской Федерации. Механизм поддержки ВИЭ заключается в проведении конкурсных отборов инвестиционных проектов по строительству генерирующих объектов, функционирующих на основе ВИЭ, и заключении в отношении отобранных проектов ДПМ ВИЭ. Постановлением от 28.05.2013 №449 утверждены правила определения цены на мощность для таких генерирующих объектов.

Распоряжением Правительства Российской Федерации от 08.01.2009 № 1-р для реализации механизма поддержки ВИЭ установлены индикаторы предельных величин генерирующих объектов ВИЭ (табл. 1), целевые показатели объемов ввода для каждого типа генерирующего объекта ВИЭ на период до 2024 года (табл. 2) и степени локализации (табл. 3).

Целевые объемы вводов и требования по степени локализации по годам для каждого типа генерирующего объекта ВИЭ синхронизированы таким образом, чтобы основные производители генерирующего оборудования могли иметь приемлемый горизонт для возврата инвестиций от развертывания на территории Российской Федерации крупных производственных площадок для выпуска отдельных элементов генерирующего оборудования, позволяющих инвесторам выполнить целевые показатели локализации при строительстве генерирующих объектов по ДПМ ВИЭ, а также для достижения достаточного уровня развития конкуренции на рынке такого генерирующего оборудования, который впоследствии может привести к снижению его конечной стоимости.

В целях снижения рисков принятия инвестиционных решений по проектам строительства генерирующих объектов ВИЭ постановлением Правительства Российской Федерации от 10.11.2015 №1210 внесены изменения в Правила определения цены на мощность генерирующих объектов, функционирующих на основе возобновляемых источников энергии, утвержденные постановлением Правительства Российской Федерации от 28.05.2013 № 449.

Предельные величины капитальных затрат на возведение 1 кВт установленной мощности генерирующего объекта, функционирующего на основе ВИЭ руб. на 1 кВт

Целевые показатели величин объемов ввода установленной мощности генерирующих объектов, функционирующих на основе ВИЭ, МВт

Целевые показатели степени локализации объектов генерации на основе ВИЭ

Виды генерирующих объектов

Год ввода в эксплуатацию

Целевой показатель степени локализации,
%

Генерирующие объекты, функционирующие на основе энергии ветра

Генерирующие объекты, функционирующие на основе фотоэлектрического преобразования энергии солнца

Генерирующие объекты установленной мощностью менее 25 МВт, функционирующие на основе энергии вод

Механизмы поддержки на розничных рынках и в изолированных энергорайонах

Постановлением Правительства Российской Федерации от 23.01.2015 № 47 определен порядок реализации механизма поддержки ВИЭ на розничных рынках в ценовых и неценовых зонах оптового рынка, а также в территориально изолированных энергорайонах. Данным постановлением определен порядок формирования на розничных рынках долгосрочного тарифного регулирования генерирующих объектов ВИЭ, а также правила их функционирования.

Предельные уровни капитальных и эксплуатационных затрат установлены распоряжением Правительства Российской Федерации от 28.07.2015 № 1472-р.

Приказом ФАС России от 30.09.2015 № 900/15 утверждены методические указания по установлению цен (тарифов) и (или) предельных (минимальных и (или) максимальных) уровней цен (тарифов) на электрическую энергию (мощность), произведенную на функционирующих на основе использования ВИЭ квалифицированных генерирующих объектах и приобретаемую в целях компенсации потерь в электрических сетях.

Порядок и условия проведения конкурсных отборов по включению генерирующих объектов ВИЭ в схему развития электроэнергетики региона, а также требования к соответствующим инвестиционным проектам строительства генерирующих объектов ВИЭ и критерии их отбора устанавливаются региональными органами власти.

Принятые нормативные правовые акты позволят региональным органам власти субъектов Российской Федерации самостоятельно принимать решения о поддержке генерирующих объектов ВИЭ с учетом их экономической и экологической целесообразности и достаточности ресурсов для их обеспечения в каждом конкретном случае при условии соблюдения приемлемых темпов роста цен на электрическую и тепловую энергию.

В 2020 году принято разработанное Минэнерго России постановление Правительства Российской Федерации (от 29.08.2020 № 1298), в соответствии с которым в целях совершенствования действующего механизма стимулирования производства электрической энергии на основе использования возобновляемых источников энергии на розничных рынках предлагается реализация следующих мер:

уточнение правил проведения конкурсных отборов инвестиционных проектов по строительству генерирующих объектов, функционирующих на основе использования возобновляемых источников энергии, в целях включения таких проектов в схемы и программы развития электроэнергетики субъектов Российской Федерации, в том числе подробная регламентация порядка включения генерирующих объектов, отобранных по результатам соответствующих конкурсов и функционирующих на основе использования возобновляемых источников энергии, в схемы и программы развития электроэнергетики субъектов Российской Федерации

переход от принципа регулирования цен (тарифов) на электрическую энергию, производимую на квалифицированных генерирующих объектах и продаваемую сетевым организациям, к принципу установления предельных максимальных уровней цен (тарифов) на такую электрическую энергию с определением конкретного размера указанных цен (тарифов) по итогам в рамках конкурсных процедур;

уточнение правил и процедуры квалификации генерирующих объектов, функционирующих на основе использования возобновляемых источников энергии;

совершенствование порядка заключения договоров купли-продажи электрической энергии с сетевыми организациями в отношении квалифицированных генерирующих объектов, уточнение условий таких договоров, а также упрощение процедуры определения объемов продажи электрической энергии по таким договорам;

совершенствование правил ведения реестра выдачи и погашения сертификатов, подтверждающих объем производства электрической энергии на функционирующих на основе использования возобновляемых источников энергии квалифицированных генерирующих объектах.

Реализация предложенных мер позволит повысить инвестиционную привлекательность и эффективность механизма стимулирования производства электрической энергии на основе использования возобновляемых источников энергии на розничных рынках.

В 2020 г. эксплуатацию введено порядка 1 ГВт новой мощности ВИЭ (+82 % к 2019 г.).

Из крупных вводов могут быть отмечены следующие:

Фонд развития ветроэнергетики в Ростовской области ввел в эксплуатацию Сулинскую, Каменскую и Гуковскую ВЭС мощностью по 98,8 МВт каждая, 1 оч. Казачей ВЭС мощностью 50 МВт.

Фонд развития ветроэнергетики в Республике Калмыкия ввел в эксплуатацию Целинскую и Салынскую ВЭС мощностью 100 МВт каждая.

АО «Новавинд» ввело в эксплуатацию Адыгейскую ВЭС в Республике Адыгея мощностью 150 МВт.

ПАО «Т Плюс» ввело в эксплуатацию Светлинскую СЭС (СЭС «Сатурн») в Оренбургской области мощностью 30 МВт.

ООО «Солар Системс» ввело в эксплуатацию Светлую, Лучистую СЭС в Волгоградской области мощностью 25 МВт каждая.

ООО «Солар Системс» ввело в эксплуатацию Стерлибашевскую СЭС в Республике Башкортостан мощностью 25 МВт.

ООО «Солар Системс» ввело в эксплуатацию Старомарьевскую СЭС в Ставропольском крае мощностью 25 МВт.

ГК «Хевел» совместно с ПАО «РусГидро» в Амурской области в опытную эксплуатацию введена первая в России плавучая СЭС мощностью 54 кВт на площадке Нижне-Бурейской ГЭС.

Регионами-лидерами по объему реализованных проектов в рамках действующего механизма поддержки (ДПМ ВИЭ) являются Оренбургская область, Астраханская область, Ульяновская область, Саратовская область, Республика Алтай, Республика Башкортостан.

По направлению ветрогенерации победителем отборов стало АО «ВетроОГК-2» (ДЗО АО «НоваВинд» – дивизион ГК «Росатом» по вопросам возобновляемой энергетики) с проектами строительства ветроустановок на территории Краснодарского края, по направлению малой гидрогенерации – ПАО «ТГК-1» с проектом строительства малой ГЭС в Мурманской области плановой установленной мощности 16,5 МВт и ПАО «РусГидро» с проектами строительства малых ГЭС на территории Чеченской республики плановой установленной мощностью 10 МВт и на территории Кабардино-Балкарской Республики плановой установленной мощностью 19.1 МВт.

Конкуренция, возникшая в результате отбора, оказала значительное влияние на снижение заявленных участниками капитальных затрат, прежде всего, по направлению ветрогенерации. По данному направлению снижение от плановой величины капитальных затрат составило 55,3 % на 2023 плановый год ввода (фактическая величина капзатрат по итогам отбора сложилась на уровне 65000 р/кВт*ч при предельных затратах в 145477 руб/кВт*ч) и на 42,6% на 2024 плановый год ввода (65005 руб/кВт*ч при предельных капзатратах на уровне 113318 руб/кВт*ч). Это показывает эффективность инструмента конкурсного отбора как механизма стимулирования ВИЭ, обеспечивающего оказание мер поддержки наиболее экономически обоснованным проектам, что также снижает давление на цену мощности на оптовом рынке.

В целом благодаря сложившейся конкуренции на рынке ВИЭ удалось значительно снизить среднюю величину плановых капитальных затрат по проектам на 1 кВт установленной мощности: например, в солнечной энергетике этот показатель упал на 59,5% по сравнению с 2015 г., в сфере ветрогенерации за аналогичный период – на 58,2%.

Средняя величина плановых капитальных затрат по итогам конкурсных отборов проектов ВИЭ,

Источник