• USD100.220.18%
  • EUR105.810.07%
  • IMOEX2568.021.11%
  • RTSI803.511.57%
  • Brent72.810.68%
  • Золото2648.20.8%
  • HKD12.90.17%
  • KZT20.150.31%
  • Dow Jones434670.04%
  • Nasdaq20653.50.61%
  • S&P5917.50.44%
  1. Главная
  2. Обучающие материалы
  3. Обучающие статьи
  4. Программы ДПМ и КОММод в электроэнергетике

Программы ДПМ и КОММод в электроэнергетике

3 Февраля 2021
Ростислав Киндратышин

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.

Ввод основных мощностей по ДПМ

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

1 004.7

1 019.4

1 032.3

1 023.5

1 024.9

1 026.9

1 048.5

1 053.9

1 070.9

1 080.6

1 047.0

Потребление электроэнергии, млрд кВт∙ч

989.0

1 000.1

1 015.7

1 009.8

1 013.9

1 008.3

1 026.9

1 039.9

1 055.6

1 059.4

1 033.7

Максимум потребления мощности, ГВт

150.0

148.9

155.2

157.4

154.7

148.8

149.2

151.2

151.6

151.9

150.4

Установленная мощность, ГВт

211.8

214.7

218.2

223.1

226.5

232.4

236.3

239.8

243.2

246.3

245.3

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.

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/

Программа модернизации мощности по конкурсному отбору на 2022-2026 гг.

2022 г.

2023 г.

2024 г.

2025 г.

2026 г.

Итого

Интер РАО, МВт

1 064

1 840

210

660

1 180

4 954

Юнипро, МВт

830

830

830

830

3 320

Иркутскэнерго, МВт

325

410

260

995

ОГК-2, МВт

65

60

470

595

Мосэнерго, МВт

360

80

440

Энел Россия, МВт

320

320

ТГК-2, МВт

120

120

ТГК-1, МВт

100

100

ТГК-14, МВт

80

80

Квадра, МВт

30

30

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».

Теги: обучение