Программа модернизации тепловых электростанций (ДПМ-2)¶

Программа модернизации тепловых электростанций (ДПМ-2) — это механизм государственного стимулирования инвестиций в обновление генерирующего оборудования тепловых электростанций (ТЭС) на оптовом рынке электрической энергии и мощности (ОРЭМ) России, реализуемый с 2022 года. Программа является продолжением и развитием первого этапа договоров о предоставлении мощности (ДПМ), запущенного в 2010 году, и направлена на замещение физически устаревших и неэффективных мощностей современными парогазовыми и угольными блоками.

¶Предпосылки и цели

К концу 2010-х годов значительная часть генерирующего оборудования российских ТЭС, построенного в советский период, выработала парковый ресурс. Средний возраст оборудования превышал 35 лет, а его КПД существенно уступал современным мировым аналогам. Первая программа ДПМ (2010–2015) позволила ввести около 25 ГВт новых мощностей, однако она затронула в основном строительство новых парогазовых установок на площадках существующих станций и не решила проблему системной модернизации стареющего парка.

Целью ДПМ-2 является не строительство новых объектов, а глубокая модернизация существующих турбоагрегатов, котлов и вспомогательного оборудования. Ожидаемый эффект — повышение КПД станций, снижение удельного расхода топлива, уменьшение выбросов и увеличение установленной мощности без расширения площадок.

¶Механизм реализации

Программа утверждена постановлением Правительства РФ № 719 от 25 мая 2019 года (в редакции последующих изменений). Отбор проектов проводит системный оператор и администратор торговой системы. Участие добровольное; отбор осуществляется на конкурсной основе по критериям минимальной стоимости модернизации и максимальной эффективности.

Ключевые параметры ДПМ-2:

• Сроки: отборы проводились в 2019–2021 годах; ввод модернизированных мощностей — до 2031 года.
• Объём: запланирована модернизация около 40 ГВт тепловой генерации (первоначально 41 ГВт, позднее скорректировано до 39,7 ГВт).
• Требования: обязательное повышение КПД не менее чем на 10–15% (для паровых турбин) и до 50–60% для парогазовых установок; обязательная локализация производства основного оборудования (не менее 75%).
• Финансирование: возврат инвестиций осуществляется через повышенные платежи за мощность в течение 15 лет (для газовых) и 20 лет (для угольных) с фиксированной нормой доходности (базой капитала и операционных затрат).

¶Этапы и участники

Первые конкурсные отборы прошли в 2019 году. В них участвовали крупнейшие генерирующие компании: «Интер РАО», «Газпром энергохолдинг» (Мосэнерго, ОГК-2, ТГК-1), «СИБУР», «Форвард Энерго» (бывш. «Фортум»), «Т Плюс», «Кузбассэнерго», «Енисейская ТГК» и другие. Позднее были проведены дополнительные отборы, включая специальный отбор для Дальнего Востока (ДПМ-Дальний Восток) с повышенным коэффициентом доходности.

Программа столкнулась с рядом корректировок: в 2021 году часть проектов была заменена из-за отказа отдельных инвесторов, а также из-за ограничений на поставку импортного оборудования. В 2022–2023 годах из-за санкционного давления акцент сместился на использование отечественных турбин (например, ГТД-110М производства ОДК) и параллельный импорт.

¶Технологические аспекты

Модернизация по ДПМ-2 включает:

• замену проточной части паровых турбин (увеличение мощности на 10–30 МВт);
• перевод паросиловых блоков на парогазовый цикл (надстройка газовыми турбинами);
• замену котлов, горелочных устройств, систем автоматизации;
• установку систем сухого золоудаления и фильтров на угольных станциях.

Примеры реализованных проектов: модернизация энергоблока № 9 на Конаковской ГРЭС (увеличение мощности с 200 до 230 МВт), замена турбины на Пермской ГРЭС, реконструкция блоков на Верхнетагильской ГРЭС.

¶Критика и проблемы

Эксперты отмечают несколько недостатков программы. Во-первых, высокая итоговая стоимость модернизации: по оценкам Счётной палаты РФ, удельная стоимость ДПМ-2 сопоставима со строительством новых блоков, что снижает экономическую эффективность. Во-вторых, задержки ввода объектов — по состоянию на 2024 год значительная часть мощностей (около 15 ГВт) не была введена в заявленные сроки, что привело к переносам и штрафным санкциям для генераторов. В-третьих, зависимость от импортных комплектующих (например, лопаток турбин) создаёт риски для выполнения обязательств. Также критикуется недостаточный учёт экологической составляющей: программа в первую очередь нацелена на экономию топлива, а не на снижение выбросов CO₂.

¶Значение для энергетики

ДПМ-2 является крупнейшей программой обновления тепловой генерации в постсоветской России. Она позволяет сохранить рабочие места, поддержать машиностроительный комплекс (Силовые машины, Уральский турбинный завод, ОДК) и обеспечить надёжность энергосистемы в условиях роста электропотребления. Вместе с тем программа не решает проблему вывода устаревших мощностей полностью: после 2031 года потребуется новый этап инвестиций.

¶Источники

• Постановление Правительства РФ от 25.05.2019 № 719 «О механизме стимулирования модернизации генерирующего оборудования».
• Материалы Ассоциации «НП Совет рынка» о результатах отборов ДПМ-2.
• Отчёты Счётной палаты РФ о ходе реализации программы модернизации ТЭС.
• Данные Системного оператора ЕЭС России о вводе модернизированных мощностей.