Дпм виэ что это
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
Нецелесообразность продления ДПМ ВИЭ
Фото с сайта rushydro.ru
На конкурентном рынке российские разработки по ВИЭ могут оказаться не востребованы без гарантий сбыта, признает руководитель инвестиционного дивизиона ВИЭ «Роснано» Алишер Каланов, притом что к 2024 году в России планируется создать целый кластер из трех компонентов, включающий производство оборудования, НИОКР и образование. Однако с учетом имеющегося в России энергопрофицита добровольный спрос на новые источники энергии и технологии по цене в разы дороже зарубежных аналогов обеспечить будет невозможно, а продление механизма ДПМ, на котором настаивают инвесторы, по сути является очевидным доказательством неокупаемости и неконкурентоспособности проекта ВИЭ, заключают потребители. По словам Каланова, достижение сетевого паритета (когда цена электроэнергии, произведенной от ВИЭ, сравняется с ценой электроэнергии из сети) возможно только к 2030-2035 годам, но в то же время отдельные цели, заявляемые на этапе утверждения действующей программы ВИЭ (такие как 200 тыс. новых высокооплачиваемых рабочих мест), были недостижимы.
Приоритетом развития ВИЭ в России, считают потребители, должны быть изолированные энергосистемы и домохозяйства, а также в программе необходимо закрепить жесткие требования по локализации оборудования. В сто раз дешевле и эффективнее вкладываться в исследования на базе ведущих вузов, чем покупать технологии, которые не могут подтвердить свою актуальность конкуренцией с зарубежными аналогами, указывает Максим Балашов: «Промышленности не нужны малые электростанции ВИЭ ради самого названия. А нужны предложения, конкурентные по цене с традиционной генерацией, которые будут удешевлять электроэнергию для конечных потребителей энергосистемы».
Даже с учетом масштабных преференций в 2017 году объем вводов составляет около 70% от запланированных, то есть даже текущие планы не выполняются, заметил эксперт: «Запланированный объем ввода мощности будет произведен когда-нибудь, но тем не менее о сокращении северного завоза речи не идет, всю генерацию ВИЭ строят на территории оптового рынка, а не там, где она действительно нужна. Есть вопросы с выходом на новые рынки сбыта: первые результаты весьма скромные».
Поддержка возобновляемой энергетики до 2035 года составит 350 млрд рублей
Новая программа поддержки развития Возобновляемых источников энергии (ВИЭ), так называемая ДПМ ВИЭ 2.0, составит 350 млрд рублей, на период с 2025 до 2035 года. За этот срок планируется введение порядка 6,7 ГВт мощностей на ВИЭ. Об этом сообщил заместитель министра энергетики Павел Сниккарс.
Ранее сообщалось, что в эти объемы войдут более 2ГВт солнечной и 4 ГВт ветряной генерации, а также 200 МВт малой гидрогенерации.
Как пояснил замминистра, сумма поддержки ВИЭ была уменьшена с 400 до 350 млрд рублей по результатам предыдущего отбора мощностей. Они показали существенное снижение капитальных затрат для установки генерации на солнце и ветре, что и было учтено при формировании новых параметров на 2025-2035 год. В случае с поддержкой ВИЭ, речь идет не о выделяемых из бюджета средствах, а об увеличении нагрузки на промышленных потребителей электроэнергии, так называемом, перекрестном субсидировании.
В Минэнерго ожидают, что результатом второй части программы станет снижение стоимости «зеленой» генерации электричества, то есть свободная конкуренция с ценами производства энергии на традиционных источниках, а также увеличение локализации (производства в России) оборудования для ВИЭ и экспортное признание отечественных технологий. Новые требования по локализации и экспорту прописаны в параметрах программы.
Участие в программе договоров поставки мощности (ДПМ) ВИЭ выгодно энергетическим компаниям, поскольку позволяет снизить инвестиционные риски генерирующих компаний. Мощность по этим договорам оплачивается по повышенному установленному тарифу в течение ранее оговоренного периода времени. Проекты отбираются на конкурсной основе. Им гарантируется окупаемость инвестиций в течение 15 лет с базовой доходностью 12% годовых с корректировкой на ОФЗ.
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
| Тип генерации | 2014 г. | 2015 г. | 2016 г. | 2017 г. | 2018 г. | 2019 г. | 2020 г. | 2021 г. | 2022 г. | 2023 г. | 2024 г. |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| ВЭС | 65 762 | 110 000 | 109 890 | 109 780 | 109 670 | 109 561 | 109 451 | 109 342 | 109 232 | 109 123 | 85 000 |
| СЭС | 116 451 | 114 122 | 111 839 | 109 602 | 107 410 | 105 262 | 103 157 | 101 094 | 99 072 | 65 000 | 65 000 |
| Мини-ГЭС | 146 000 | 146 000 | 146 000 | 146 000 | 146 000 | 146 000 | 146 000 | 146 000 | 146 000 | 146 000 | 146 000 |
Целевые показатели величин объемов ввода установленной мощности генерирующих объектов, функционирующих на основе ВИЭ, МВт
| Тип генерации | 2014г. | 2015г. | 2016г. | 2017г. | 2018г. | 2019г. | 2020г. | 2021г. | 2022г. | 2023г. | 2024г. | Всего |
| ВЭС | — | 51 | 50 | 200 | 400 | 500 | 500 | 500 | 500 | 500 | 214,7 | 3415,7 |
| СЭС | 35,2 | 140 | 199 | 250 | 270 | 270 | 270 | 162,6 | 162,6 | 240 | 238,6 | 2238 |
| Мини-ГЭС | — | — | — | 20,7 | — | 49,8 | 16 | 24,9 | 33 | 23,8 | 41,8 | 210 |
| Итого | 35,2 | 191 | 249 | 470,7 | 670 | 819,8 | 786 | 687,5 | 695,6 | 763,8 | 495,1 | 5863,7 |
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,
Программы ДПМ и КОММод в электроэнергетике
Для российской электроэнергетики актуальна проблема устаревшего генерирующего оборудования, построенного еще в советское время. Дело в том, что в связи с низкими ценами на электроэнергию и мощность, генерирующим компаниям просто невыгодно обновлять или строить новое оборудование, требующее высоких капитальных затрат.
Для решения данной проблемы в 2010 году была запущена первая программа Договоров о предоставлении мощности (ДПМ). Целью данной инициативы являются стимулирование инвестиций в модернизацию оборудования для снижения издержек и повышения эффективности, а также строительство новых более современных генерирующих мощностей. Согласно ДПМ введенные в рамках программы новые мощности оплачиваются по повышенным тарифам в течение 10 лет для ДПМ ТЭС и 20 лет для ДПМ ГЭС, обеспечивая гарантированную окупаемость инвестиций и эксплуатационных расходов. На данный момент программа ДПМ завершена. Основной упор делался на обновление ТЭС, которые занимают основную долю генерирующих мощностей в российской электроэнергетике. За 2010-2020 гг. введено в эксплуатацию 136 энергоблоков ТЭС суммарной мощностью 30 ГВт.
Наибольшую выгоду от программы ДПМ получили «Интер РАО» и «ОГК-2».
С 2013 года действует также программа ДПМ ВИЭ, которая нацелена на генерирующие объекты, использующие возобновляемые источники энергии — СЭС, ВЭС и малые ГЭС. В рамках данной программы в период 2014-2024 гг. планируется ввести в эксплуатацию 228 объектов суммарной мощностью 5,5 ГВт.
Итоги ДПМ-1
2010 г.
2011 г.
2012 г.
2013 г.
2014 г.
2015 г.
2016 г.
2017 г.
2018 г.
2019 г.
2020 г.
Выработка электроэнергии, млрд кВт∙ч
Потребление электроэнергии, млрд кВт∙ч
Максимум потребления мощности, ГВт
Установленная мощность, ГВт
Из недостатков ДПМ ТЭС можно отметить то, что из-за отсутствия требований к локализации большая часть нового оборудования была иностранного производства, и привлеченные инвестиции уходили зарубеж. Но это дало толчок к развитию отечественного производства паровых турбин и турбогенераторов. Так появилась компания «Русские Газовые Турбины», которая принадлежит «Интер РАО», где совместно с американской компанией General Electric производятся локализованные газовые турбины.
Благодаря ДПМ в российской энергосистеме начался переход на современное и более эффективное генерирующее оборудование на ТЭС, а также началось строительство и ввод в эксплуатацию объектов «зеленой» генерации за счет ДПМ ВИЭ. Также программа ДПМ-1 внесла ощутимый вклад в поддержание роста акций генерирующих компаний. Поэтому окончание действия программы может оказать негативное влияние на котировки в связи сокращением поступления платежей за мощность по повышенным тарифам.
ДПМ-2 (КОММод)
Программа ДПМ-1 оказала позитивное влияние на состояние российской электроэнергетики, но не решила полностью все поставленные перед ней задачи. Проблема устаревшего оборудования все так же актуальна и, согласно оценке Минэнерго, в России в ближайшее время необходимо обновить или вывести из эксплуатации более половины генерирующих мощностей. Поэтому, учитывая все ошибки, в начале 2019 года Правительство РФ одобрило новую программу по отбору проектов для модернизации (КОММод) или ДПМ-2.
Какие отличия ДПМ-2 (КОММод) от ДПМ-1?
Отбор проектов осуществляется по следующей схеме: 85% по результатам конкурсного отбора на основе минимальных затрат на производство электроэнергии, а остальные 15% по решению Правительственной комиссии по вопросам развития электроэнергетики.
Следующим критерием отбора является востребованность нового объекта генерации (более 40% дней в работе), чтобы не возникало простоя мощности из-за низкого спроса.
В ДПМ-2 устанавливается нормативная доходность инвестиций на уровне 14%.
Еще одним из требований является локализация оборудования на уровне не менее 90%, что подстегнет российских производителей и будет являться серьезным стимулом для развития промышленности.