Модернизация ТЭС: мостик в будущее или бег по кругу
В 2019 году в России прошли первые конкурентные отборы проектов модернизации тепловой генерации (КОММод) на 2022–2024 годы. Объемы модернизации – 14 ГВт. Сейчас в завершающей стадии находится процедура отбора на 2025 год.
Участники дискуссии «Модернизация тепловой генерации в России: успешная реализация и настройка механизмов», прошедшей на Российской энергетической неделе, обсудили, надо ли что-то менять в этой программе. Все согласились, что первые отборы показали высокую конкуренцию и серьезное снижение капитальных затрат и одноставочной цены. Однако, по мнению крупных энергопотребителей, на этом плюсы программы пока заканчиваются.
С точки зрения председателя комитета Госдумы по энергетике Павла Завального, КОММод – целесообразный, но вынужденный механизм. «Мы все понимаем, что у нас несовершенный рынок энергетики. Реформу электроэнергетики не удалось довести до логического завершения. Оптовый рынок есть, но несовершенный, розничного рынка нет вообще. Мы ограничиваем стоимость электроэнергии уровнем инфляции – и в то же время нагружаем оптовый рынок непрофильными надбавками. В условиях такого снижения инвестиционной привлекательности приходится подключать такие механизмы, как КОММод», – констатировал он.
Как нарисовать тумбу с выдвижными ящиками в программе SketchUp
Несмотря на свои достоинства, первый этап отбора показал существенный недостаток КОММода – по сути, на нем победили проекты по капремонту, а не модернизации. «В итоге мы получаем продление ресурса, но низкую эффективность, по сути, закрепляя хроническую технологическую отсталость отрасли на десятилетия вперед. Нужно вводить критерии повышения эффективности: для паросиловых установок – 43–46%, для парогазовых – 53–56%. Это абсолютно достижимо. Мы должны такие планки ставить, чтобы потом не прийти к такому финишу, когда все устарело, продлевать нельзя, источников для модернизации нет, нужно новое строительство», – предупредил Павел Завальный. По его мнению, если и проводить КОММод, то отбирать только проекты глубокой модернизации, отсекая неэффективные.
«Программа модернизации должна быть прежде всего ориентирована на потребителя – то есть при формировании энергостратегии в области тепловой генерации важна клиентоориентированность», – подчеркнул, в свою очередь, заместитель министра энергетики РФ Юрий Маневич. Однако как раз у потребителей к КОММоду большие претензии.
Директор РУСАЛа по работе с естественными монополиями Максим Балашов обратил внимание на необходимость смены подходов к проведению модернизации. «В 2017 году впервые появилась цифра в 40 ГВт, которые необходимо отремонтировать, дальше дискуссию свели к сумме в рублях – 2,6 трлн руб. до 2035 года. У потребителей же позиция всегда заключалась в том, что нужно исходить из спроса, – напомнил он. – Надо обращаться к перспективным центрам потребления, там надо искать возможности для модернизации и нового строительства. Этот принцип коррелирует и с задачей государственного прогнозирования спроса и предложения. Поэтому необходимо на последующих отборах больше обращать внимание на расположение площадок с точки зрения перспективного спроса».
Проектируем комод в ПРО 100. Проект в мебельной программе от А… до Я…
Максим Балашов поднял вопрос обсуждаемого увеличения 15-процентной квоты наиболее затратных проектов, которые сейчас отбираются на уровне правительственной комиссии. «Конкурс внутри конкурса – не очень хорошая идея. Красноярские ТЭЦ в эти 15% отбора уложили 60% всей его стоимости. Повторения этой истории точно бы не хотелось, поэтому лучше оставить квоту такой, какая она есть», – считает топ-менеджер РУСАЛа. Потребители всегда говорили о том, что при существующих избытках генерирующих мощностей – порядка 40 ГВт – очень правильно было бы инвесторам и генераторам брать на себя ответственность за загрузку станций, добавил он.
Наконец, по мнению Максима Балашова, необходимо закладывать эффект от модернизации парогазовых установок (ПГУ): «Должны снижаться удельные расходы топлива, повышаться коэффициент использования установленной мощности, эффективность в энергосистеме, в результате стоимость электроэнергии должна снижаться. Мы видим примеры, когда ПГУ реально снижают цену. Поэтому мы выступаем за ПГУ и гидрогенерацию во второй ценовой зоне (зона Сибири. – «НГ»), это те проекты, которые реально в перспективе могут снижать стоимость электроэнергии на рынке. А если просто возьмем квоту в гигаваттах и умножим на четырехкратные капитальные расходы – это не то, чего хотелось бы».
«Существующая программа так называемой «модернизации» ТЭС, а по сути, воспроизводства паросилового цикла – это не мостик в будущее, а бег по кругу, который не дает никаких перспектив ни генераторам, ни потребителям, – прокомментировал «НГ» начальник департамента развития оптового рынка «Сообщества потребителей энергии» Михаил Бирюков. – Дело в том, что в механизме и критериях отбора отсутствуют стимулы к повышению эффективности и снижению себестоимости электроэнергии. Мощность энергоблоков будет оплачиваться полностью вне зависимости от их фактической загрузки. В результате ремонтные мероприятия сведены в основном к продлению паркового ресурса котлов и турбин».
«В итоге экономика потратит много сил и средств, но никакого обновления генерации не получит – через несколько лет тепловая генерация окажется в еще более плачевном состоянии, чем сейчас, поскольку никаких шагов для перехода к более надежной, гибкой и экономичной энергосистеме в свое время не было сделано, – прогнозирует эксперт. – Чтобы хоть как-то исправить ситуацию, следует сократить до 70–80% гарантированную компенсацию затрат на ремонты через платеж за мощность, заставив владельцев возмещать свои затраты через эффективную работу на рынке электроэнергии, а также ввести дифференцированную оплату мощности в зависимости от загрузки генерирующих объектов».
Оставлять комментарии могут только авторизованные пользователи.
Источник: www.ng.ru
«Программный Продукт» участвует в модернизации энергетики
Согласно утвержденной в январе 2019 года Правительством РФ программе модернизации объектов электрогенерации по новой схеме КОММод («конкурентный отбор модернизированных мощностей», он же ДПМ-2, ДПМ-штрих) отбор проектов модернизации генерирующих объектов тепловых электростанций (ТЭС) происходит на конкурентной основе. Этот новый механизм был призван привлечь новые инвестиции в техническое перевооружение генерирующего оборудования тепловой генерации. Программа предусматривает ежегодное проведение отборов в период с 2019 по 2025 год, по результатам которых будут определены порядка 39 ГВт модернизируемых генерирующих объектов в ценовых зонах оптового рынка (3 ГВт на 2022 год, а далее по 4 ГВт до 2031 года) и около 2 ГВт в неценовых зонах оптового рынка.
85% подлежащих модернизации генерирующих объектов определяются по результатам конкурентного отбора, проводимого по критерию минимальных удельных совокупных затрат на производство электроэнергии, которые включают в себя приведенные к единице выработки переменные и условно-постоянные затраты — одноставочной цене на электроэнергию для покупателей оптового рынка в период окупаемости проекта. При этом Правительством РФ устанавливаются предельные значения капитальных затрат на реализацию заявляемых проектов. В конкурс допускается только востребованное оборудование с выработанным парковым ресурсом — котельное оборудование старше 40 лет, турбины с фактической «наработкой», превышающей установленные для каждого типа турбин значения. Проект в обязательном порядке должен содержать в себе работы, связанные с модернизацией турбинного и/или котельного оборудования, и может быть дополнен ограниченным перечнем определенных Правительством РФ сопутствующих мероприятий (замена генератора, градирни, паропроводов, установка электрофильтров, дымовой трубы и т.д.).
Остальные 15% от установленного Правительством РФ объема модернизируемых мощностей определяются по решению Правительственной комиссии по вопросам развития электроэнергетики с учетом критериальной системы оценки, включающей экономику проекта, его инновационность и влияние на экологию региона, участие модернизируемого объекта в выработке тепла и критичность его технического состояния. Итоговый перечень модернизируемых генерирующих объектов утверждается Правительством РФ.
В апреле 2019 года проведен первый «залповый» отбор проектов модернизации на 2022 – 2024 годы. Заявление участниками отбора технических и стоимостных параметров проектов модернизации генерирующих объектов осуществлялось через Сайт конкурентного отбора мощности, разработкой и технической поддержкой которого по заказу АО «Системный оператор Единой энергетической системы» (АО «СО ЕЭС») занималась компания «Программный Продукт». Новая программа пришла на смену старому программному комплексу «Сайт КОМ», внедренному еще в 2009 году для целей подачи ценовых заявок на продажу мощности участников конкурентных отборов мощности (КОМ). После окончания всего комплекса работ по разработке нового сайта, через новую систему будет происходить подача участниками оптового рынка ценовых заявок на продажу мощности для участия в КОМ, в КОММод и для формирования перечня показателей с ценозависимым снижением потребления, а также публикация отчетной информации о результатах указанных отборов.
В рамках первого КОММод в период 13-15 марта 2019 года осуществлялся прием технических параметров проектов модернизации, заявляемых участниками рынка в отбор на 2022-2024 годы. В указанный период через Сайт конкурентного отбора мощности были подано 380 заявок 33 участниками отбора в отношении 82 электростанций по 164 генерирующим объектам.
В соответствии с правилами отбора на данном этапе участники имели права в отношении каждого генерирующего объекта подать 3 различные заявки, содержащие различный перечень мероприятий по модернизации. На основании указанных заявок Коммерческий оператор оптового рынка (АО «Администратор торговой системы») определил предельные значения капитальных затрат на реализацию каждого из заявленных проектов. Конкретный проект, с которым участник планировал участвовать в отборе, выбирался им на этапе подачи стоимостных параметров проектов в период 1-2 апреля 2019 года. В указанный период подано 127 ценовых заявок с совокупным объемом установленной мощности модернизируемых генерирующих объектов 21,8 ГВт, что в 2,3 раза превышает квоту, установленную для отбора на 2022-2024 годы. Сформированный АО «СО ЕЭС» предварительный перечень отобранных проектов модернизации генерирующих объектов на 2022- 2024 годы, включающий 30 проектов 11 генерирующих компаний суммарной установленной мощностью 8,6 ГВт, опубликован на Сайте конкурентного отбора мощности 03 апреля 2019 года.
Заявление дополнительных проектов, предложения о включении которых в итоговый перечень модернизируемых генерирующих объектов готовит Правительственная комиссия по вопросам развития электроэнергетики, также осуществлялось через Сайт конкурентного отбора мощности 22 и 25 апреля 2019 года. Участники заявили 13 дополнительных проектов, технические и/или стоимостные параметры которых не соответствовали требованиям отбора, но в отношении которых участниками отбора было предоставлено обоснование необходимости их реализации. В перечень генерирующих объектов, дополнительно отобранных решением Правительственной комиссией по вопросам развития электроэнергетики вне конкурса (15% от установленной квоты на отбор проектов модернизации), по выработанным Правительством РФ критериям, таким как повышение надежности теплоснабжения населения, критичность технического состояния объектов, экологичность и инновационность проекта, включено 15 проектов суммарной установленной мощностью 1,8 ГВт.
Итоговый перечень модернизируемых генерирующих объектов с началом поставки мощности в 2022-2024 годах включает 45 проектов 18 генерирующих компаний суммарной установленной мощностью 10,4 МВт. Суммарный объем инвестиций в модернизируемые объекты, определенные по результатам первого отбора, составит порядка 125 млрд руб. Прогнозный объем всей программы модернизации тепловой генерации составляет 1,9 трлн.руб. Следующий отбор проектов модернизации на 2025 год в соответствии с Правилами оптового рынка электрической энергии и мощности будет проведен до 1 сентября 2019 года.
«Новая программа для СО ЕЭС, разработанная нашей компанией, была впервые протестирована «в бою». Мы рады, что такое ответственное мероприятие для нашей энергетики, как подача и обработка заявок на КОММод прошло в штатном режиме. ПАК позволил АО «СО ЕЭС» успешно собрать заявки на модернизацию генерирующего оборудования. Новая система спроектирована таким образом, что настройка конфигурации позволила учесть также шаблоны, взятые с предыдущего сайта. Имеющимся у «Программного Продукта» опытом в разработке электронных площадок и создании форм подачи заявок по динамически изменяющемуся шаблону мы готовы делиться с другими ведомствами и организациями», — отметил генеральный директор компании «Программный Продукт» Николай Подобайло.
«С учетом доли тепловой генерации в структуре выработки электроэнергии в ЕЭС России порядка 58% и степени ее износа — парковый ресурс ТЭС выработан в среднем на 120%, разработанный Минэнерго России механизм, создающий условия для глубокой модернизации оборудования с заменой крупных узлов – турбин, котлов, генераторов, имеет огромное значение для отрасли. При этом конкретные условия проведения первого отбора, включая требования к участникам и критерии отбора, «донастраивались» в течение всего последнего года и в своей окончательной редакции были утверждены только в январе 2019 года, а заявки участников первого КОММод Системному оператору необходимо было принять уже в марте текущего года. Учитывая повышенное внимание к процедурам отбора и ограниченные сроки приема заявок участников, были установлены крайне высокие требования к бесперебойной работе и возможности оперативной донастройки программного обеспечения, задействованного в указанных процессах. Прошедший отбор показал, что все технологии Системного оператора, включая новый Сайт КОМ, отработали без сбоев», — отметил директор по энергетическим рынкам АО «СО ЕЭС» Андрей Катаев.
Ранее инвестирование в строительство новых или глубокую модернизацию действующих генерирующих объектов осуществлялось в основном по схеме ДПМ (договор о предоставлении мощности), предусматривающей гарантированную оплату на оптовом рынке в течение 10 лет мощности новых (модернизированных) объектов, определенных специальным решением Правительства РФ. Последний генерирующий объект, построенный по программе ДПМ, предусматривавшей строительство (модернизацию) суммарно порядка 30 ГВт мощностей, должен быть введен в текущем году. Основное отличие между ДПМ и КОММод в том, что в первом случае фиксированный перечень объектов, подлежащих строительству (модернизации), был директивно установлен распоряжением Правительства РФ, а во втором перечень объектов и реализуемых на них мероприятиях по модернизации также устанавливается Правительством, но база этого перечня формируется по результатам конкурентного отбора ценовых заявок поставщиков.
Источник: www.vedomosti.ru
Что такое программа ДПМ-2 и чем она обернется для энергетиков
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 | 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 2021 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 , 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.
Игра от альфы
Как правило, танки с высокой альфой имеют хорошее пробитие, разовый урон. То есть значение «альфы» означает показатель разового урона при выстреле по вражеской цели. Но нужно учитывать, что механика игры реализована таким образом, что пушки с хорошим бронепробитием расплачиваются долгим сведением и перезарядкой. За то время, пока танк находится на перезарядке, он становится уязвимым для вражеской техники, быстрых СТ, ЛТ или артиллерии.
Независимо от того, на какой технике игрок выходит в бой, учитывая долгий перезаряд пушки, стрелять по вражеским целям нужно только в том случае, если есть уверенность 100% попадания. В идеале нужно знать уязвимые места танков. Также нужно грамотно использовать укрытия, которые помогут укрыться от перекрестного огня на время перезарядки орудия.
Можно сказать, что танки с высокой альфой сильно зависимы от действий игроков союзной команды. Поэтому даже если танк находится в топе, занимает высокие позиции в списке команды, имеет хорошее бронирование, стоит проанализировать сетап команд, действия, направление, которое выбрали для атаки союзники. Все же высокая альфа подразумевает перестрелку с дальних дистанций.
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 2021 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 2021 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 — https://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.
А будет ли пересмотр?
Стартовавшая программа уже вызвала споры в отраслевом сообществе, например, о том, что проекты «Интер РАО» не соответствуют стоимостным критериям ДПМ-2. Значит, есть необходимость в пересмотре условий?
– Конкретные компании обвинять бессмысленно, – заметил Алексей Фаддеев. – Условия отборов были изначально настроены под модернизацию старых КЭС, а у «Интер РАО» таких больше всего. Критика проектов по критерию стоимости с формальной точки зрения бессмысленна (критикуемые проекты прошли по решению Правкомиссии, а не по результатам отбора), но она отражает противоречивость программы в целом. С одной стороны, она анонсировалась как программа дешевой модернизации. С другой стороны, на таких условиях в программу не проходили проекты комплексной модернизации, поэтому был предусмотрен механизм Правкомиссии, в рамках которого критерий цены перестал быть единственным. Разумеется, в таком случае в программу стали входить более дорогостоящие проекты.
При этом, подчеркнул Фаддеев, текущие проекты пересмотру не подлежат, поскольку решение Правкомиссии по проектам на 2022‑2024 гг. уже закреплено распоряжением Правительства РФ, это возможно лишь в отношении проектов на 2025 г. Если это решение будет отменено, то главными проигравшими будут «Татэнерго» (Правкомиссией отобраны проекты на 850 МВт), «Интер РАО» (448 МВт) и «Сибирская генерирующая компания» (400 МВт). Названия конкретных компаний не так важны – важнее, что тогда из программы модернизации будет исключен один из двух проектов, предполагающих создание ПГУ (проект на Заинской ГРЭС).
Особенности игры от ДПМ
Игра на танках с высоким ДПМ предполагает немного другую тактику, чем игра на машинах с высокой альфой. Как правило, самый высокий ДПМ в ВоТ имеют противотанковые самоходные установки, тяжелая техника. Для нанесения ощутимого урона не всегда хватает ДПМа и чтобы отправить союзника в ангар, снять больше единиц прочности, приходится осуществлять как можно больше точных выстрелов. По этой причине танковые «качели» не выгодны бронетехнике, обладающей высокими параметрами ДПМ.
Боевые машины с хорошим ДПМом менее зависимы от действий команды. Высокая степень скорострельности позволяет отстреливать вражеские танки, наступающие со всех сторон. Каждый выстрел очень важен. Даже в случае непробития, можно сбивать гусеницы вражеским машинам, критовать внутренние/внешние модули, выводить из строя членов экипажа.
Источник: stone-stream.ru
НОВОСТИ
Потребители предлагают заморозить основные программы на ОРЭМ, генераторы против
«Сообщество потребителей электроэнергии» (СПЭ) предлагает до конца года снизить на 50% уровень оплачиваемой мощности, ввести мораторий на любые регуляторные изменения, ведущие к росту конечных цен на энергию и, пересчитав прогноз конечных цен относительно инфляции, сократить ранее запланированные инвестиции в электроэнергетике. Об этом замдиректора СПЭ Валерий Дзюбенко сообщил в ходе заседания комиссии РСПП по электроэнергетике 2 июля.
Из-за ситуации в экономике, вызванной пандемией коронавируса, потребители считают целесообразным перенести на год срок проведения долгосрочного КОМ на 2026 год (должен пройти до 1 сентября), отказаться от дальнейших отборов по программе модернизации (КОММод), отборов ДПМ ВИЭ и ДПМ ТБО, перевести на бюджетное финансирование надбавки и субсидии оптового рынка, оплачиваемые в цене на мощность (Дальний Восток, Крым и Калининградская область). СПЭ также предлагает сгладить платежи за мощность новых энергоблоков АЭС и ГЭС путём продления сроков поставки с 20 до 45-50 лет, снизить уровень доходности и исключить из расчётов средства, ранее уплаченные в составе целевых инвестиционных средств. Среди других инициатив – оптимизация расходов сетевых организаций, сокращение объёма и стоимости инвестпрограмм, перенос сроков реализации ряда инвестпроектов, введение временного моратория на санкции к потребителям за несовременную оплату энергоресурсов, исполнения требований по коммерческому учёту.
С таким подходом категорически не согласны в «Совете производителей энергии». «По факту промпотребители предлагают отменить и пересмотреть существующие инвестмеханизмы долгосрочных проектов модернизации генмощностей ТЭС, а также механизмы функционирования ОРЭМ в условиях пандемии коронавируса COVID-19, увеличить перекрёстное субсидирование промышленности за счет электроэнергетической отрасли», – говорится в заявлении генераторов.
В Совете указывают, что генкомпании «остро ощутили последствия снижения выработки и цен РСВ, падение выручки генерации исчисляется десятками миллиардов рублей». При этом из-за падения спроса на рынке электроэнергии генерация не имеет никаких дополнительных доходов. «От каких затрат потребители предлагают генераторам отказаться?», – недоумевают энергетики. В ассоциации энергокомпаний отмечают, что в результате недофинансирования ремонтных программ возрастают риск прохождения предстоящего отопительного сезона.
«С предложением отказаться от КОММод также нельзя согласиться. Программа сформирована на долгосрочный период с 2022 по 2031 год, изменение финансирования из-за ситуативного снижения деловой активности в условиях пандемии нецелесообразен. Попытки пересмотра утверждённых инвестпрограмм, по сути, обман системных инвесторов, в том числе, иностранных, в энергетику России», – полагают в «Совете производителей энергии».
Реализуемые долгосрочные инвестпрограммы в электроэнергетике по объёму инвестиции в 2-3 раза больше, чем в основных отраслях промышленности, указывают энергетики. Эти инвестиции являются «мощным драйвером» для множества смежных отраслей.
«Машиностроение получило значительный импульс для развития (локализация производства), программа ДПМ АЭС обеспечило рабочими местами более 250 тыс. человек. Программа КОММод даёт дополнительный валовый эффект в 1,037 трлн рублей», – приводит свои оценки «Совет производителей энергии».
Энергетики полагают, что предложения потребителей фактически являются игнорированием интересов национальной экономики, потребителей тепло- и электроэнергии.
«Это попытка кардинального пересмотра основ функционирования отрасли, тотальное изменение правил игры, которое приведёт, по сути к резкому ухудшению инвестиционной привлекательности энергетического сектора. В этих условиях мы считаем, что целесообразным для потребителей из пострадавших отраслей выходом их сложившейся ситуации является обращение в госорганы власти за адресной поддержкой», – говорится в заявлении энергетиков.
Источник: aoesbt.ru