Меню

Договоры поставки мощности виэ



Нецелесообразность продления ДПМ ВИЭ


Фото с сайта rushydro.ru

Участники оптового рынка электроэнергии продолжают настаивать на нецелесообразности продления субсидирования возобновляемой энергетики (ВИЭ) после выборки ранее выделенных квот, так как программа фактически не достигла своих целей, а российские технологии не являются конкурентоспособными ни в РФ, ни за рубежом. Сейчас поддержка ВИЭ происходит путем обязательного сбора с потребителей платежей по договорам поставки мощности (ДПМ) и предусматривает квоты на создание 5,4 ГВт мощности до 2024 года. Инвесторы предлагают продлить ее до 2035 года и выделить дополнительные квоты еще на 10 ГВт. Потребители возражают: основной ввод утвержденных проектов ВИЭ предстоит в 2020-2024 годах, а их оплата в размере около 2 трлн руб. (из которых 90% — это превышение цены электроэнергии ВИЭ над ценой поставки традиционных электростанций) растянется до 2037 года и на пике превысит 150 млрд руб. в год. Попытку оценить эффективность и перспективы отечественных ВИЭ стороны предприняли на заседании комиссии РСПП по электроэнергетике 12 февраля.

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.

Потребители энергии не разделяют и такого оптимизма «альтернативщиков», и у них есть на то веские причины. Директор по работе с естественными монополиями РУСАЛа Максим Балашов напомнил, что именно приводили в обоснование при утверждении действующей программы ДПМ ВИЭ в 2013 году: дополнительный рост цены на электроэнергию оценивался в размере не более 2%, планировалось создание 200 тыс. рабочих мест, каждый вложенный рубль должен был принести до 1,4 руб. общественной отдачи, ожидалась локализация эффективных технологий и развитие ВИЭ в изолированных энергосистемах страны. В условиях отсутствия официальной оценки эффективности действующей программы поддержки ВИЭ (даже НП «Совет рынка» не смог провести такой анализ в 2018 году по причине отсутствия ответов маркет-мейкеров ВИЭ), но практически ничего из ранее данных обещаний не выполнено — и не будет выполнено к 2024 году, отметил спикер.

Самые показательные примеры невыполнения таких голословных обещаний — рост доли ВИЭ в одноставочной цене электроэнергии до 6% к 2021 году, создание в 20 раз меньшего количества рабочих мест, отсутствие экспорта — что свидетельствует о неконкурентоспособности или устаревании локализованных технологий. При этом потребители вынуждены будут переплатить за электроэнергию ВИЭ порядка 2 трлн руб. по сравнению с традиционными электростанциями, что приведет к соответствующему удорожанию всех товаров и услуг, производимых на территории РФ. Фактически сегодня стоимость покупки потребителями электроэнергии от электростанций ВИЭ в России в 3-4 раза дороже мировых аналогов. При этом в США, где стоимость газа и электроэнергии приближается к отечественным тарифам, себестоимость электроэнергии от ВИЭ и от традиционных электростанций в энергосистеме практически сравнялась, тогда как в России нет никаких предпосылок для этого.

«Мы как крупнейший потребитель электроэнергии подсчитали в конкретных параметрах в виде алюминия, сколько мы заплатим денег по нынешней программе. Получилось примерно как строительство завода емкостью 1% мирового рынка алюминия, причем, чтобы его загрузить, нам не хватит 5 ГВт ВИЭ. Эффективность такого оборудования также ухудшает низкий коэффициент использования установленной мощности и высокая метеозависимость. В целом для производителей энергоемкой продукции, цены на которую формируются на мировых рынках, субсидирование ВИЭ может привести к неизбежной корректировке производственных и инвестиционных планов», — отметил Балашов.

Читайте также:  Как перевести мощность светодиодных ламп

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».

Заместитель директора ассоциации «Сообщество потребителей энергии» Валерий Дзюбенко также напомнил, что платежи по нынешней программе ДПМ не завершатся в 2024 году, а продолжатся — с учетом 15-летнего срока контрактов — до 2039 года: «Нам изначально обещали, что это совсем немного и не больно — в 2013 году запланировали 1,2 трлн руб. Но текущий платеж уже составляет 2,5 трлн руб., а максимальный годовой платеж достигнет 174 млрд руб. На последних отборах цена действительно снижается, но речь идет о мизерных объемах, и некорректно бравировать ими на фоне того, что значительный объем торгов уже проведен на ценах существенно выше, и эти платежи — а они продолжатся до 2039 года — существенно отличаются от среднемирового уровня».

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».

«Механизм ДПМ испортил отношение к ВИЭ в Российской Федерации, — уверен Валерий Дзюбенко. — Выбор этого механизма создал ВИЭ предельно негативный имидж среди потребителей — нас в принудительном порядке обязали оплачивать нерыночные затраты, не имеющие ничего общего с реальностью. Обещания не совсем соответствуют результатам. Механизм, который был выбран для поддержки ДПМ ВИЭ — аукцион на понижение — консервирует технологическую отсталость в условиях слабой конкуренции: чем дешевле цена, тем больше вероятность выигрыша, а что можно за дешевую цену купить? Технологию вчерашнего дня. Средства изымаются из реальных секторов экономики, где могла бы быть более высокая отдача».

По мнению эксперта, ВИЭ — не единственный, а применительно к России и вовсе не ключевой элемент развития рынка новой энергетики: «Есть системы хранения, распределенная генерация, умные сети, управление спросом, блокчейн — целый ряд технологий, которые активно развиваются во всем мире. А у нас почему-то весь фокус сосредоточился на ВИЭ. Этот приоритет, на наш взгляд, перекошен. У нас даже большой газовой турбины нет, ее будут создавать опять же за отдельные деньги потребителей, а мы производим «высокотехнологичные ВИЭ». Вместо этого нужно снимать регуляторные ограничения для других элементов новой энергетики». Можно поддерживать ВИЭ без ДПМ, например за счет микрогенерации, потенциал которой — около 11 ГВт, то есть как раз приблизительно столько, сколько сегодня просят «альтернативщики». «Необходимо задействовать иные меры поддержки, стимулирующие прогресс, тогда никакие ДПМ не будут нужны», — резюмировал Валерий Дзюбенко.

Необходимо менять подходы к господдержке ВИЭ, согласен первый заместитель председателя комитета Госдумы по энергетике Валерий Селезнев. «Наиболее целесообразным механизмом поддержки развития ВИЭ после 2024 года видится субсидирование через государственные фонды, как это сегодня происходит в большинстве стран», — подчеркнул он. Речь идет, в частности, о субсидировании кредитной ставки и налоговых льготах для инвесторов. Важный вопрос — развитие рынка энергоснабжения изолированных территорий, обратил внимание Валерий Селезнев: «Почему-то у нас ВИЭ на местах, где нет никакого энергодефицита и энергоизолированности. ВИЭ должны в первую очередь развиваться на удаленных и изолированных территориях — там есть все экономические предпосылки для окупаемости, экономически обоснованные тарифы превышают в десятки раз базовые».

Читайте также:  Паротурбинные установки небольшой мощности

В «Совете рынка» в принципе согласны с наличием проблемных вопросов в действующей программе ВИЭ: потребители субсидируют развитие другой отрасли, не получая взамен ничего, нет стимулов для повышения эффективности и поиска других источников финансирования, конкуренция лишь эпизодическая, параметры программы неоднократно приходилось корректировать. «На следующем этапе нужно сделать акцент на новых, более эффективных вариантах поддержки, задействовать другие источники, формировать более гибкие краткосрочные программы поддержки», — полагает заместитель председателя правления «Совета рынка» Олег Баркин. Например, льготное финансирование сразу на порядок снизит стоимость обслуживания капитала, а рынки экспорта и изолированных территорий должны быть полноценным источником возврата инвестиций.

В правительстве единой позиции по ВИЭ также нет. Со многими аргументами из критики действующего механизма согласны представители Минэкономразвития, Минэнерго и ФАС, присутствовавшие на заседании комиссии РСПП: они тоже говорили о необходимости акцентировать внимание на развитии ВИЭ в энергоизолированных районах и стимулировании добровольного спроса. По итогам заседания большая часть участников встречи предложила провести сначала выверенный анализ принятых решений в рамках действующей программы, прежде чем принимать новые — особенно с учетом стоимости ошибки для экономики страны в триллионы рублей.

Источник

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.

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

Потребление электроэнергии, млрд кВт∙ч

Максимум потребления мощности, ГВт

Установленная мощность, 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.

Читайте также:  Суммарная мощность ламп люминесцентных

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.

Источник