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.
ДПМ-1
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.
Шибаев Т.Л. «ДПМ-2. Взгляд производителя»
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.
В период действия программы ДПМ суммарная установленная мощность электростанций ЕЭС России увеличилась на 16,29%. Выработка и потребление электроэнергии за 10 лет выросли незначительно на 7,55% и 7,12% соответственно в связи с медленным темпами развития экономики РФ. В то же время пиковая нагрузка осталась практически без изменений.
В итоге мощности стало слишком много, если в 2010 году максимум потребления мощности составлял 71% от общей установленной мощности, то в 2020 году — 62%. С другой стороны, переизбыток мощности дает возможность генерирующим компаниям без особых проблем выводить из эксплуатации старое и неэффективное оборудование. Так с 2010 было выведено из более 18 ГВт.
Несмотря на все усилия проблема устаревшего оборудования осталась, т.к. вместо замены старого оборудования строились новые объекты генерации. Россия занимает 4 место по выработке электроэнергии, но средний уровень технического состояния оставляет желать лучшего. Около половины всего генерирующего оборудования старше 40 лет, а 25% — старше 50 лет, а средний возраст составляет 34 года.
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.
«Злобный» ликбез по ДПМ ВИЭ от Чубайса
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.
- Главной задачей является замена (модернизация) старого оборудования, а не строительство новых объектов, поэтому при отборе проектов приоритет отдается старому оборудованию и имеются ограничения на изменение установленной мощности (от -50% до +20%).
- Следующим критерием отбора является востребованность нового объекта генерации (более 40% дней в работе), чтобы не возникало простоя мощности из-за низкого спроса.
- Также существует условие, при котором новое оборудование должно проработать не менее 15 лет — период заключения договора с увеличенной платой за новую мощность. У ДМП-1 этот срок составлял 10 лет.
- 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.
В ДПМ-2 отбор осуществляется системным оператором за 6 лет до года поставки мощности. Первый отбор проектов по КОММод на 2022-2024 гг. состоялся в апреле 2019 года, где были выбраны 30 проектов суммарной установленной мощностью 8,6 ГВт: 2,2 ГВт в 2022 году, 3,6 ГВт в 2023 году и 2,8 ГВт в 2024 году. В 2025 году отобрали 25 проектов суммарной мощностью 4 ГВт и в 2026 году — 15 объектов суммарной мощностью 3,8 ГВт.
В следующие годы также планирует отбирать около 4 ГВт мощности. Всего планируется модернизировать около 41 ГВт, что составляет почти 17% общей установленной мощности. В итоге предполагается, что программа КОММод будет осуществляться до 2031-2032 года.
Информацию по проектам, выбранных по конкурсному отбору, можно посмотреть на сайте Конкурентного отбора мощности (отбор проектов модернизации) системного оператора единой энергетической системы — http://kom.so-ups.ru/
Основные новое мощности, как и наибольший приток инвестиций придутся на «Интер РАО» и «Юнипро».
Программа ДПМ-2 поможет получить генерирующим компаниям существенный прирост инвестиций не только от государства, но и от частных инвесторов. По различным оценкам новая программа ДПМ-2 сможет привлечь порядка 2 трлн рублей инвестиций.
Ожидается, что в долгосрочной перспективе новая программа ДПМ-2 будет выгодна и полезна генерирующим компаниям, поможет получить неплохую рентабельность капитальных вложений в модернизацию оборудования, повышая его эффективность, что окажет положительный эффект в виде снижения издержек на топливо и увеличение производственных показателей, что в свою очередь улучшит и финансовые показатели компаний. Также новые платежи по ДПМ-2 помогут частично компенсировать платежи за мощность в связи с окончанием программы ДПМ-1.
Предыдущие статьи об энергетике
В статье « Основные способы генерации электроэнергии в России » были представлены способы производства электроэнергии и теплоэнергии, а в статье « Основные источники заработка генерирующих компаний в России » было рассмотрено как формируется выручка. Затем мы рассмотрели « Как устроен рынок сбыта электроэнергии в России » .
Данная информация не является индивидуальной инвестиционной рекомендацией.
Подписывайтесь на канал , пишите комментарии. На все вопросы постараемся ответить.
Источник: dzen.ru
Утверждены правила отбора и штрафы в рамках ДПМ ВИЭ 2.0
Правительство утвердило правила новой программы поддержки ВИЭ на период 2025-2035 годов. Одной из ключевых новаций стал переход на отборы проектов по одноставочной цене. При этом сам по себе возврат капитала и доходность по отобранным проектам все еще будет осуществляться на основе ДПМ, существенные изменения коснутся формулы определения цены на мощность.
Оплата мощности теперь напрямую зависит от объема выработки, а нештрафуемый коридор в размере 25% упразднен. В результате, по оценкам участников рынка, по новым требованиям генератор может потерять 30-80% общего платежа при невыполнении плана выработки в первый год работы. Кроме того, вводятся штрафы за невыполнение целевого показателя по экспорту ВИЭ-оборудования в размере до трети гарантированного платежа, а также штрафы за низкую локализацию — до 75-85%.
Правительство РФ постановлением от 5 марта N 328 утвердило правила новой программы поддержки отрасли возобновляемых источников энергии (ВИЭ) на период 2025-2035 годов. Документ был опубликован 6 марта на официальном интернет-портале правовой информации.
Постановление не определяет ключевые параметры программы: в частности, объем поддержки (ранее этот показатель был согласован на уровне 400 млрд рублей, но в феврале Минэнерго РФ предложило сократить его до 306 млрд рублей). Эти параметры будут утверждены распоряжением кабмина, которое должно быть принято до публикации информации о ближайшем отборе инвестиционных проектов ВИЭ, запланированной на май 2021 года. При этом первые конкурсы по новым правилам должны пройти до 4 сентября.
Одна из ключевых новаций постановления — переход на отборы по одноставочной цене за киловатт-час (включает капитальные и эксплуатационные затраты). Теперь, конкурируя, инвесторы в проекты строительства солнечных и ветровых электростанций (СЭС и ВЭС), а также мини-ГЭС мощностью до 50 МВт, с запуском мощностей в 2025-2035 годах будут заявлять одноставочную цену, которая в реальном выражении будет зафиксирована на 15 лет. Капитальные затраты больше не будут являться параметром для сравнения эффективности инвестиционных проектов. По одноставочной цене будут отбираться и проекты СЭС на 2023 и 2024 годы из первой программы поддержки ВИЭ (480 МВт).
При этом сам по себе возврат капитала и доходность все еще будут осуществляться на основе ДПМ, существенные изменения коснутся формулы определения цены на мощность, поясняют в Ассоциации развития возобновляемой энергетики (АРВЭ). Оплата мощности теперь напрямую зависит от объема выработки, а нештрафуемый коридор в размере 25% упразднен.
В подписанном постановлении оставлены положения по ответственности генераторов за отклонения от плановых показателей выработки. По оценкам Ассоциации предприятий солнечной энергетики (АСЭ), которую приводит газета «Коммерсант», в текущей редакции документа при длительном снижении выработки относительно плана в первый год работы генератор может потерять не менее 30% от общего платежа за все 15 лет. В некоторых сценариях по отклонениям генератор может потерять до 80% общего платежа, указывают в АРВЭ.
ВИЭ-объекты начнут наравне с тепловой генерацией штрафовать и за отклонение от плана выработки на рынке на сутки вперед (РСВ) — штраф составит 30% от цены РСВ в конкретный день, отметили в АСЭ. При этом ВИЭ-объекты зависят от внешних факторов, в отличие от ТЭС, а спрогнозировать погоду на 15 лет вперед практически невозможно, подчеркивает источник «Коммерсанта» в отрасли.
Постановление также вводит штрафы за невыполнение целевого показателя по экспорту (доля выручки от продажи ВИЭ-оборудования за рубеж в стоимости станции). Для СЭС и ВЭС штраф в 2025-2029 годах составит 10% от гарантированного платежа, в 2030-2032 годах вырастет до 21%, а в 2033-2035 годах достигнет 33%, отмечает «Коммерсант». Постановление увеличивает и штрафы за недостаточную локализацию оборудования ВИЭ-объектов: штраф для СЭС — 85%, для ВЭС и мини-ГЭС — 75%.
«Требования по локализации и штрафы за их невыполнение соответствуют базовому согласованному ранее объему поддержки до 2035 года в размере 400 млрд рублей (в ценах 2021 года). Но если итоговая цифра [Минэнерго РФ предлагает сумму в 306 млрд рублей — ред. BigpowerNews] будет ниже, эти параметры придется пересматривать.
Штраф за «неэкспорт», который по СЭС и ВЭС растет в течение программы с 10 до 33% от выручки, явно выглядит избыточным. Риски таких серьезных потерь будут закладываться в цену проектов и искусственно препятствовать достижению ценового паритета с традиционной генерацией. Вопросы также вызывает ответственность инвесторов за соблюдение плановой выработки, в ряде сценариев она в разы превышает стоимость «недоотпуска», — прокомментировал постановление директор АРВЭ Алексей Жихарев. «Хочется верить, что в формулу закралась опечатка», — посетовал он.
Отсутствие утвержденных параметров программы «создает значительные неопределенности в части устойчивости новых правил», считают в АРВЭ. «Отсутствие ясности в финансовом обеспечении программы ДПМ ВИЭ 2.0. по-прежнему вызывает вопросы у инвесторов, которые не могут спланировать развитие отрасли на следующие 15 лет», — говорится в комментарии ассоциации.
Руководитель направления «Электроэнергетика» Центра энергетики МШУ «Сколково» Алексей Хохлов, слова которого приводит «Коммерсант», считает, что проблемы с продлением программы поддержки ВИЭ объясняются просто: в РФ нет предпосылок для масштабного развития ВИЭ. Он полагает, что с новыми требованиями игроки сектора ВИЭ в состоянии справиться, но остается болезненный вопрос размера программы, и им предстоит определиться со своим участием в ней и с тем, «стоит ли овчинка выделки».
Источник: cntd.ru
Сделает ли ДПМ ВИЭ ветрогенерацию массовой и дешёвой? Ответ неочевиден
Результаты отбора проектов ветрогенерации в рамках программы ДПМ ВИЭ 2.0 эксперты называют революционными. Речь идёт о цене: предполагается, что энергия, которую будут вырабатывать построенные с господдержкой ветропарки, будет стоить всего 1,7 руб. за КВт*ч (2 евроцента).
По итогам первого этапа отбора проектов ВЭС для ввода в 2025−2027 годах одноставочные цены на электроэнергию в заявках соответствовали базовым показателям эффективности, установленным правительством – 5,7−6,3 руб./КВт*ч. Однако жёсткая конкуренция между участниками конкурсного отбора, лидерами которой стали гиганты: финский «Фортум» в сотрудничестве с Vestas и Роснано и НоваВинд Росатома, превратилась в главную предпосылку «революции», в ходе которой цена на электроэнергию снизилась почти в 4 раза.
Прокомментировать ситуацию РАВИ попросила своего эксперта Эдуарда Бозе, советника ГД «ВЭБ Инжиниринг» – дочерней структуры Группы ВЭБ.РФ:
«ДПМ очевидно потерял актуальность: свою роль в части становления отрасли производства турбин и EPCM ветропарков он уже выполнил. Есть три сборочных производства турбин (НоваВинд Росатома, Vestas и небольшая площадка Siemens-Gamesa), есть производство лопастей в Ульяновске и производство самих башен. В отрасли – куча участников. Это всё заслуга программы ДПМ ВИЭ первого этапа.
Но сейчас новый ДПМ с завышенными требованиями локализации и совсем уже странными требованиями «обязательного экспорта» турбин стал механизмом ограничения конкуренции – что и показал отбор, где весь объём поделили Фортум-Vestas-Роснано и НоваВинд Росатома, при том, что заявлялись и ИнтерРАО, и Татнефть, и ГЭХ и ещё много других кандидатов. Но все они либо проиграли, либо не пошли на конкурс из-за отсутствия подтверждения от поставщиков турбины.
Цена заявленного одноставочного тарифа от Фортума такова, что очевидно следующее: мировой производитель турбин может обеспечить и в России такой уровень CAPEX, что энергия ветра становится конкурентоспособной по сравнению с любой традиционной генерацией, кроме ГЭС. Цена 1,7 руб. за КВт*ч выглядит демпингом, но с учётом компенсации CAPEX и доходов от продажи энергии проекты Фортум явно рентабельные.
Локальный игрок НоваВинд (его турбина продаётся несопоставимыми с Vestas тиражами) не может обеспечить CAPEX на конкурентном уровне. Это следует из принципиально иного уровня заявленного НоваВиндом одноставочного тарифа. И это логично, поскольку с точки зрения любого машиностроительного бизнеса – глобально продаваемый тысячами единиц в год продукт всегда будет дешевле локального изделия, выпускаемого серией в 100–150 единиц в год.
Для меня не очевидно, что ДПМ-овчинка теперь стоит выделки. В контексте рисков кроссграничного налогообложения углеродного следа экспортных продуктов из России важнее иметь дешёвую и массовую ветрогенерацию (десятки гигаватт установленной мощности с LCOE 15$ USA за МВт*ч), чем полностью национальную индустрию строительства турбин с мощностью в пару-тройку сотен установок в год. Сейчас это не вопрос развития узкой машиностроительной отрасли, а вопрос долгосрочной конкурентоспособности экспортного сектора страны и реализации национальной стратегии декарбонизации (и водородной стратегии как её части)».
Источник: rawi.ru
План ввода в работу солнечных электростанций в рамках программы ДПМ ВИЭ-1 выполнен
Черновская СЭС в Забайкальском крае и вторая очередь Аршанской СЭС в Республике Калмыкия аттестованы с 1 июля 2022 года для поставки мощности на оптовый рынок. Электростанции стали последними объектами солнечной генерации, построенными в рамках первой программы поддержки развития возобновляемой энергетики ДПМ ВИЭ, стартовавшей в 2014 году.
ДПМ ВИЭ – программа стимулирования развития ВИЭ-генерации в ЕЭС России за счет гарантированной оплаты мощности по договору о предоставлении мощности (ДПМ) на оптовый рынок, заключенному с владельцем электростанции. Создание специального механизма поддержки генерации ВИЭ на оптовом рынке утверждено Постановлением Правительства РФ от 28 мая 2013 г. N 449 «О механизме стимулирования использования возобновляемых источников энергии на оптовом рынке электрической энергии и мощности».
Программа, рассчитанная до 2024 года, предусматривает проведение конкурсного конкурентного отбора инвестиционных проектов по строительству генерирующих объектов, функционирующих на основе использования возобновляемых источников энергии. Всего был проведен отбор проектов на строительство 5 216,4 МВт ВИЭ-мощностей, в том числе 1 788,3 МВт солнечной и 3 428,1 МВт ветровой генерации.
По состоянию на 1 июля 2022 года в ЕЭС России введено 70 солнечных электростанций в 14 субъектах Российской Федерации.
В целом на 1 июля 2022 года в ходе реализации ДПМ ВИЭ-1 введено 3726 МВт мощностей, в том числе 22 ветровых электростанций совокупной установленной мощностью 1937,7 МВт в 7 субъектах Российской Федерации.
В процессе реализации проектов специалисты Системного оператора принимали участие в разработке заданий на проектирование, согласовании проектной документации и технических решений, применяемых в схемах выдачи мощности этих энергообъектов, а также технических условий на технологическое присоединение к электрическим сетям. Они также участвовали в разработке программ испытаний генерирующего оборудования, испытаниях и приемке в опытную эксплуатацию каналов связи и системы сбора и передачи телеметрической информации в диспетчерские центры.
Для обеспечения интеграции новых ВИЭ в ЕЭС России и стабильной работы нового оборудования в составе энергосистемы специалисты Системного оператора выполнили расчеты электроэнергетических режимов территориальных энергосистем с учетом мощности новых объектов генерации, а также расчеты статической и динамической устойчивости, величин токов короткого замыкания в прилегающей электрической сети, параметров настройки (уставок) устройств релейной защиты и противоаварийной автоматики электростанций и электросетевых объектов, обеспечивающих выдачу их мощности.
Источник: www.so-ups.ru