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».
Стабильные дивиденды от ВИЭ (ветрогенерация, солнце, гидрогенерация)
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.
«Злобный» ликбез по ДПМ ВИЭ от Чубайса
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
ДПМ-1 и ДПМ-2, что это такое и в чем отличие? Разбираемся…
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.
Энергетика России десятилетие назад
Вспомним, что представляла собой энергосистема России на пороге масштабной реформы. В 2006–2007 гг. доля парогазовых установок в балансе мощности единой энергосистемы была ничтожной – порядка 2%. Блоки с использованием современных эффективных технологий можно было пересчитать по пальцам одной руки. Создавались они с использованием все тех же механизмов адресной поддержки, просто без громких названий.
К 2008 г. российская энергосистема отставала по технологическому развитию от аналогов в странах Западной Европы лет на пятнадцать-двадцать. Если сравнить структуру топливного баланса России и Италии, то окажется, что доля газа в общем объёме выработки электроэнергии двух стран, по данным Международного энергетического агентства (МЭА) и Минэнерго РФ, сегодня примерно равна 42–43% (диаграмма 1). Хотя на протяжении десятилетия в Италии она существенно колебалась (35–55%).
Диаграмма 1. Доля газа в объёме выработки электроэнергии в России и в Италии примерно одинакова, МВт-ч
Источник
: Минэнерго РФ, МЭА, Electricity information, 2017
На начало 2008 г. по данным Системного оператора ЕЭС количество современных блоков газовой генерации в России было сопоставимо с Италией аж 1993 г. – 4,6 ГВт (диаграмма 2), то есть отставало на 15 лет; если же сравнивать в процентном соотношении к объёму тепловой генерации энергосистемы, то лаг увеличивался до 20 лет. Когда Европа начала активно внедрять более эффективные технологии в газовой генерации, в России продолжали выжимать ресурс из системы, построенной в 60-70-е гг. XX в., и экономить на тепловой генерации.
Внешне мы жили нормально и, наверное, могли бы жить так и дальше. Однако энергосистема скатывалась в экономически неэффективную долговую яму. И это был не наш выбор. Требовались превентивные меры. Поэтому в момент разделения РАО «ЕЭС России» по видам бизнеса появился механизм ДПМ, который обязал стратегических инвесторов обновить генерирующие оборудование и гарантировать на выходе чёткие параметры энергоустановок по их типу (ПГУ, ГТУ) и техническим характеристикам, включая показатели манёвренности: скорость набора и сброса нагрузки.
Диаграмма 2. Сравнение России и Италии по наличию прогрессивных технологий в газовой генерации (ПГУ+ГТУ) до и после реализации программы ДПМ, в МВт и процентах
Источник
: Системный оператор ЕЭС России, Евростат
https://appsso.eurostat.ec.europa.eu/nui/show.do?dataset=nrg_113a Young. Такую крупную систему нельзя перенастроить за короткое время.
В 2008–2017 гг., по нашему анализу статистики Системного оператора, было выведено 15 ГВт старой мощности, в основном, паросиловых установок (ПСУ) 90 атмосфер (кгс/см²). Тем самым минимизирована загрузка неэффективной мощности с удельным расходом топлива 400–500 граммов на кВт-ч и замещена технологически новыми блоками. Если бы осуществилась замена на стандартный цикл ПСУ с расходом топлива 330 г/кВт-ч, то экономия составила бы 25%. В реальности мы поставили парогазовые установки, заместив выработку с удельными расходами до 500 граммов на кВт-ч, что позволило сократить потребление топлива на новых станциях вдвое (на сопоставимый объем выработки).
Наглядным примером может служить изменение технико-экономических показателей Группы «Газпром энергохолдинг» за десятилетний период. Построив более 8 ГВт мощности в рамках программы ДПМ, мы снизили средний удельный расход топлива (УРУТ) на производство электроэнергии по компании на 8%, с 325 до 300 г/кВт-ч. По блокам ДПМ средний УРУТ достиг значений 213–234 г/кВт-ч. Таким образом, в рамках только Группы «Газпром энергохолдинг» было сэкономлено около 6 млрд кубометров газа, повышена эффективность генерирующего оборудования: в 2021 г. доля выработки на новых блоках в суммарном объёме производства электроэнергии составила 22,6%, что, в свою очередь, способствовало снижению цен на электроэнергию на оптовом рынке.
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.
Повышение цен для снижения затрат
За новые энергоблоки промышленные потребители в течение всего срока окупаемости платят повышенные спецнадбавки к цене мощности. По мере оплаты ДПМ платеж потребителей снижался, на рынке стали формироваться так называемые высвобождающиеся средства – раньше эти деньги потребителей шли на возврат вложений генераторов. Именно их власти решили перенаправить на модернизацию изношенных, но необходимых системе и востребованных потребителями энергоблоков.
Общая концепция программы модернизации ТЭС была одобрена президентом России Владимиром Путиным еще в конце 2021 года. Но если необходимость дальнейшего обновления стремительно устаревающей генерации у большинства экспертов рынка не вызывала сомнений, то конкретные условия программы жестко обсуждались участниками рынка. В окончательном виде программа ДПМ-2 была утверждена лишь год спустя.
Иркутская ТЭЦ-10 (на этом и других фото — станции, попавшие в перечень проектов модернизации)
Для того чтобы энергетики могли провести наименее затратные мероприятия по обновлению оборудования, власти приняли решение повысить цены конкурентного отбора мощности (КОМ) на 2022–2024 годы. Ранее отборы проводились на четыре года, в этом году КОМ будет проведен на шесть лет вперед.
В указанные годы цена мощности будет проиндексирована на 20%, что даст генераторам дополнительно 675–922 млрд рублей в 2022–2031 годах. Эти деньги позволят провести самые дешевые ремонты на электростанциях и сохранить на рынке часть изношенных мощностей. В 2022–2024 годах будет модернизировано 10,4 ГВт – 8,61 ГВт отобраны в рамках конкурса, еще 1,78 ГВт более дорогих (но необходимых энергосистеме) мощностей включены в программу по квоте Правительственной комиссии по развитию электроэнергетики. Отборы на 2025–2031 годы будут проводиться ежегодно – по 4 ГВт в год. Внутри квота делится между 1-й и 2-й ценовыми зонами в пропорции 80% на 20%.
Александр Новак
, министр энергетики России:Средний возврат генерирующего оборудования в России составляет 34 года, более 30% оборудования старше 45 лет. Если ничего не делать, через 10 лет в разряд «за 50 лет» перейдет еще четверть оборудования, или почти 50 000 МВт.
Что означает ДПМ
Каждый игрок, заходя в бой, стремиться принести пользу своей команде, нанести как можно больше урона по технике врага. Личный рейтинг, КПД, статика во многом зависит от правильных действий, грамотно выбранной тактики и стратегии.
Для эффективной игры, побед на полях сражений необходимо учитывать:
- технические характеристики, «сильные и «слабые» стороны своего танка;
- ориентироваться хорошо на местности;
- анализировать действия союзников;
- выбирать правильную тактику и стратегию.
Исходя из технических особенностей, условно, все танки в ВоТ можно разделить на две группы: бронемашины, которые обладают высокой альфой, но низкой скорострельностью и танки с низкой альфой, но высокой скорострельностью и ДПМ. Эти параметры во многом помогут определить, выбрать правильную тактику ведения боя, а именно играть от скорострельности или от высокой альфы и ДПМ. Конечно, не стоит забывать и о таких ТТХ танка, как маневренность, скорость, проходимость, параметры орудия, уровень прокачки своего экипажа. Рассмотрим, что означает, как расшифровывается ДПМ?
Термин ДПМ (DPM, Damage Per Minute) – параметр орудия бронемашины, который означает средний урон в минуту, наносимый по вражеским танкам. Больше всего данный параметр могут реализовать средние танки, учитывая хорошие параметры скорости, маневренности и динамику. К тому же многие СТ-шки имеют довольно точные, скорострельные пушки, комфортные углы вертикальной наводки.
Для примера, тяжелый танк 10-уровня Е-100 имеет хорошую альфу, но невысокое пробитие, посредственный ДПМ. А вот немецкая премиумная ПТ-шка Е-25 имеет низкий урон, но высокий ДПМ, что позволяет расстреливать вражеские танки с дальних расстояний, работая по засвету союзников.
Однозначно нельзя сказать, что лучше, игра от ДПМ танков или от альфы. Каждый выстрел, наносящий урон, каждое пробитие имеют большое значение в командной игре.
В некоторых случаях помогает альфа, быстрая перезарядка, в некоторых ДПМ. Но в тоже время, несмотря на абстрактность понятия, высокая альфа или разовый урон во многом влияют на выбранную тактику и стратегию боя. Многое также зависит от умений, вида техники, на которой игрок выходит в бой, от стиля игры, игрового момента и ситуации. Не исключено, что игроки, привыкшие играть на танках с высоким ДПМом некомфортно себя чувствуют в боях, сражаясь на технике, обладающих пушками с хорошей альфой.
Для танков, обороняющих фланг, техники, которая находится на второй линии, чтобы наносить как можно больше дамага, важен высокий ДПМ, хорошее пробитие. Иногда очень важно с одного выстрела отправить врага в ангар. В ближних боях, клинче, на городских картах большее значение имеет альфа. На открытых картах более актуален высокий ДПМ, или же урон в минуту.
Данный параметр позволяет расстреливать танки, работая по засвету союзников. Попробуем разобраться в этом вопросе, рассмотрим, как играть от альфы и ДПМа.
Где посмотреть информацию по DPM?
Что это такое ДПМ в танках? Теперь вы с легкостью сможете ответить на этот вопрос. Осталось только разобраться с тем, где именно можно посмотреть необходимую информацию. Как мы уже отмечали выше, чтобы вычислить урон в минуту, необходимо провести математические расчеты. А прежде нужно получить все данные, которые находятся в самом игровом клиенте на странице любого танка.
Просто нажимаете на него и в окне ангара появятся подробные характеристики.
Другим способом получения информации является официальный сайт игрового проекта. В нем предусмотрена специальная страница с Wiki, где собрана абсолютно вся информация касательно характеристик по каждому танку. Можете внимательно ее изучать и проводить все необходимые расчеты. При этом вам пригодится всего лишь калькулятор и не нужно стараться искать автоматические расчеты по характеристикам, так как они не всегда являются актуальными и правильными.
ДПМ – потребителям
Но главное преимущество от реализации программы ДПМ для потребителей – это замедление темпов роста цен на электроэнергию по сравнению с темпами роста цен на топливо, а также снижение оплаты мощности по КОМ. Экономический эффект по этим двум статьям, по расчётам генерирующих компаний и экспертов рынка, превышает 2,5 трлн руб. с накопительным итогом.
Оптимально рассматривать первую ценовую зону оптового рынка, охватывающую европейскую часть России и Урал. Она в наибольшей степени трансформировалась с помощью современных технологий ПГУ и других, в том числе ВИЭ (диаграмма 3).
Диаграмма 3. Отставание цены РСВ от газа и платы по КОМ от инфляции в первой ценовой зоне ОРЭМ
Источник
: расчеты «Газпром энергохолдинга»
За счёт ввода высокоэффективных ПГУ и повышения загрузки АЭС в первой ценовой зоне произошло значительное увеличение объёмов ценопринимания, дополнительно был сформирован избыток предложения. В результате в биржевых котировках рынка на сутки вперёд (РСВ) значительный объем электроэнергии был продан по минимальной цене. При этих условиях темпы роста цен на РСВ в 2008–2017 гг. (68%) оказались на 75% ниже уровня тарифов на газ (+143%). Если бы не было объектов ДПМ, котировки РСВ следовали бы вверх в коридоре стоимости топлива.
По нашим расчётам, темпы роста реальной инфляции к 2021 г. будут опережать темпы роста оплаты мощности по КОМ в первой ценовой зоне на 58 пунктов с накопленным итогом за десять лет, что отчасти является следствием искусственного сдерживания уровня платы за мощность и значительной уступкой потребителям.
Об этом свидетельствуют и независимые эксперты. Международная консалтинговая компания McKinsey отмечает, что цены на электроэнергию благодаря вводу ДПМ сложились ниже ожиданий в среднем на 176 млрд руб. в год, а снижение оплаты мощности по КОМ составило 56 млрд руб. в год. Российское независимое Аналитическое кредитное рейтинговое агентство (АКРА) о (https://www.vedomosti.ru/business/articles/2017/12/27/746665-potrebiteli-ne-hotyat-platit ).
Как следствие, конечным бенефициаром программы ДПМ за счёт повышения надёжности и управляемости энергосистемы стала экономика России в целом и промышленность в частности. Что получила энергосистема:
• современное оборудование, использующее экономичный парогазовый цикл (ПГУ) – доля ПГУ+ГТУ в установленной мощности ЕЭС России на начало 2021 г. составила 13%;
• первый блок с использованием технологии циркулирующего кипящего слоя (ЦКС на Новочеркасской ГРЭС ПАО «ОГК-2») – пусть это и спорное достижение с точки зрения принадлежности к отечественной технике, но, по крайней мере, мы поняли, что это такое. К слову, котёл ЦКС был изготовлен непосредственно в России, и только циклоны (оборудование для распределения угольной пыли внутри топки котла) были приобретены за рубежом;• пресловутые ВИЭ, которые могут кому-то нравиться, кому-то нет, вписаны в энергобаланс России во многом благодаря программе ДПМ;
• продвинутые системы автоматического управления оборудованием АСУ ТП были разработаны отечественными специалистами – с учетом нашей специфики, с рядом уникальных характеристик. Благодаря этому сформировалась целая плеяда высококлассных специалистов по проектированию и монтажу этих АСУ ТП, например, в АО «Текон».
Мультипликативный эффект для промышленности
Часто приходится слышать обвинения в том, что нерациональные решения в рамках программы ДПМ привели к «утечке всех денег за рубеж» из-за установки газовых турбин импортного производства. Это не совсем корректное утверждение. Во-первых, доля ПГУ составляет меньше 50% от количества генерирующих установок в рамках программы ДПМ. Во-вторых, значительное количество генерирующего оборудования для блоков ПГУ было поставлено локализованными в России производителями. А самое главное: почти всё остальное оборудование (паровые турбины и котлы, генераторы, котлы-утилизаторы, вспомогательное оборудование, а теперь уже и трансформаторы) производилось отечественными предприятиями.
В результате за прошедшие десять лет были доработаны и поставлены на поток новые типы паровых турбин: К-220 (из К-200), К-330 (из К-300), Т-295 (из Т-250), а также была разработана целая линейка оборудования Т-125/150, Т-113/145, Т-110 и Т-120 на базе турбины Т-100. Спроектированы и серийно изготовлены шесть совершенно новых типов паровых турбин, работающих в технологическом цикле с ГТУ, которые до этого момента не производились в нашей стране. То есть российская промышленность совершила мощный технологический рывок: получила крупный заказ на оборудование нового поколения и справилась с этим вызовом, локализовав огромный кластер промышленной продукции на своей территории. И это несмотря на то, что программа ДПМ ТЭС не содержала требований по локализации. Только Группой «Газпром энергохолдинг» у российских производителей было закуплено:
• 13 комплектов паровых турбин суммарной мощностью более 1,8 ГВт;
• 25 комплектов турбогенераторов суммарной мощностью более 4 ГВт;• 31 котёл-утилизатор и паровой котёл суммарной производительностью пара более 7,4 млн т/час;
• миллионы единиц иного оборудования.
После реорганизации РАО «ЕЭС России» была расформирована отраслевая научная база, и большинство отраслевых научно-исследовательских и проектных институтов удалось сохранить во многом благодаря госпрограмме обновления традиционной генерации. В то же время были выявлены и глубокие пробелы, в первую очередь касающиеся компетенций для проектирования и изготовления газотурбинных энергетических установок большой мощности. Необходимо констатировать факт хронического технологического отставания в данной области. Если в локализации систем АСУ ТП отечественные производители достигли значительного успеха и практически ликвидировали отставание, то прорыв в технологиях ГТУ будет возможен только при глубочайшей кооперации всех отраслей промышленности (металлургия, проектирование, машиностроение, ИТ-технологии) и при серьёзной поддержке государства.
Отечественное машиностроение в рамках ДПМ получило мощный импульс для развития компетенций и площадку для тестирования современных технологий. А российские строительные и металлургические предприятия обрели долгосрочные «твёрдые» заказы, позволившие сохранить и преумножить компетенции. В контексте строительства новых мощностей созданы десятки тысяч рабочих мест, обучены инженерные и рабочие кадры, восстановлены или разработаны уникальные технологии строительства крупных энергетических комплексов.
Методы исследования в гинекологии
Что такое дпм в гинекологии? В качестве методов диагностики нашими врачами применяются самые различные средства.
Метод исследования при помощи ультразвука является наиболее информативным вариантом. Само УЗИ является классическим вариантом исследования, и применяются для диагностики заболеваний внутренних органов. ДПМ – это допплерометрия, или допплерография, метод при котором с помощью ультразвука исследуют кровеносные сосуды.
При допплерографии сигнал датчика направляется непосредственно на сам сосуд, за счет чего волны отражаются обратно и врач видит на экране изображение всей картины в целом. С помощью этой процедуры можно оценить, то, насколько хорошо функционирует тот или иной кровеносный сосуд. Выявить нарушения кровотока, увидеть наличие тромба или другие изменения в нем.
Для того что бы исследование было качественным, нужно за 2-3 дня до процедуры убрать из своего рациона сырые овощи и фрукты, газировку и алкоголь, соки, молоко и бобовые. Соблюдение этих простых правил поможет врачу установить правильный диагноз, после чего уже назначив курс лечения.
О том, как делают допплер сосудов читайте далее.
Источник: mitsu-market.ru
Планы развития возобновляемой энергетики в России
Программа поддержки возобновляемой энергетики на оптовом рынке электроэнергии
С 2021 года в рамках оптового рынка электрической энергии и мощности (ОРЭМ) действует новый механизм стимулирования инвестиций в генерирующие объекты, функционирующие на основе использования ВИЭ Правительства Российской Федерации от 5 марта 2021 года № 328), согласно которому возврат капитала и доходность инвесторам в ВИЭ-генерацию будут обеспечиваться посредством платежей за мощность, выплачиваемых по договорам предоставления мощности (второй этап поддержки на ОРЭМ или договор о предоставлении мощности (ДПМ) ВИЭ-2).
Поддержка распространяется на инвестпроекты с плановой датой начала поставки мощности с 2023 года по 2035 год, конкурсные отборы будут проводиться начиная с 2021 года отдельно для солнечных и ветровых электростанций, а также малых (до 50 МВт) гидроэлектростанций.
Программа ДПМ ВИЭ-2, в отличие от программы ДПМ ВИЭ-1, не будет содержать точных объемных показателей по установленной мощности ВИЭ-генерации. На уровне распоряжения Правительства Российской Федерации ограничен будет только объем поддержки (платеж за мощность по ДПМ ВИЭ), таким образом, при снижении стоимости проектов совокупная установленная мощность инвестиционных проектов может быть увеличена. Параметры ДПМ ВИЭ-2 должны позволить реализовать строительство от 5 до 6 ГВт к 2035 году (500–600 МВт в год, из которых около 200 МВт – проекты солнечной генерации, 300 МВт – проекты ветряной генерации, совокупный объем объектов гидрогенерации за период с 2025 по 2035 год составит около 200 МВт).
При более резком снижении удельной стоимости строительства объектов ВИЭ-генерации совокупный объем программы автоматически возрастет.
Плановые объемы строительства в рамках ДПМ ВИЭ-2, МВт
В рамках ДПМ ВИЭ-2 будет изменен подход в части отбора инвестиционных проектов, основным параметром станут не удельные капитальные затраты, а нормированная стоимость ВИЭ-генерации (levelized cost of energy, LCOE), которая будет заявляться инвестором на весь период (15 лет) реализации инвестиционного проекта.
В соответствии с реализацией государственной политики по импортозамещению в рамках ДПМ ВИЭ-2 будут значительно повышены требования по локализации производства оборудования для ВИЭ-генерации (до 80–85 %) и одновременно увеличены штрафные санкции за их невыполнение (до 85 % от одноставочной цены за электроэнергию).
Экспорт оборудования для объектов генерации ВИЭ
Требования по экспорту ДПМ ВИЭ-2
Существенной новацией программы ДПМ ВИЭ-2 стало внедрение требований по экспорту оборудования. Каждый инвестирующий в объекты генерации ВИЭ должен не только подтвердить российское происхождение оборудования, но и обеспечить его экспорт.
Требования по экспорту дифференцированы по годам реализации программы поддержки, в течение периода программы они будут увеличиваться.
Объем (стоимость) обязательного экспорта рассчитывается, исходя из плановых инвестиций в объект генерации ВИЭ. В течение периода действия программы ДПМ ВИЭ-2 требования будут увеличиваться для СЭС и ВЭС с 5 до 15 %, для ГЭС мощностью менее 50 МВт – с 1 до 2 %.
Совокупные прогнозные обязательства инвесторов в ВИЭ в рамках второго этапа поддержки ВИЭ в России составят около 45 млрд руб.
Производственный потенциал российского кластера оборудования ВИЭ
В рамках реализации первого этапа поддержки ВИЭ на оптовом рынке электрической энергии и мощности благодаря требованиям по обязательному применению отечественного оборудования в России сформировался кластер производителей СЭС, ВЭС и малых ГЭС совокупным потенциалом 1,7–2 ГВт в год.
Актуальные размеры внутреннего рынка (около 1 ГВт в год с учетом поддержки инвестиций на оптовом и розничном рынках) позволяют говорить о значительном экспортном потенциале – свыше 0,6 ГВт оборудования в год, прежде всего в сегменте солнечной и ветровой энергетики.
Программа поддержки возобновляемой энергетики на розничном рынке электроэнергии
Основа механизма поддержки ВИЭ на розничных рынках заложена в федеральном законе «Об электроэнергетике», в котором зафиксирована норма об обязательной покупке сетевыми организациями в целях компенсации потерь в сетях (в изолированных энергосистемах – гарантирующими поставщиками) в приоритетном порядке электрической энергии, выработанной генерирующими объектами, которые функционируют на основе использования ВИЭ.
Объем производства электрической энергии объектами ВИЭ-генерации на розничных рынках, продающих электрическую энергию сетевым организациям по установленным тарифам, не должен превышать 5 % сетевых потерь в регионе.
Механизм стимулирования на розничных рынках распространяется на следующие виды генерирующих объектов ВИЭ: ВЭС (до 25 МВт), малые ГЭС (до 1 МВт и от 1 до 25 МВт), СЭС (до 0,5 МВт и от 0,5 до 25 МВт), ТЭС (биомасса, биогаз, газ свалок) мощностью до 25 МВт.
Механизм вступил в силу в 2015 году Правительства Российской Федерации № 47), в 2020 году были внесены корректировки в работу механизма стимулирования инвестиций в ВИЭ-генерацию на розничных рынках Правительства Российской Федерации от 29 августа 2020 года № 1298). Согласно принятым изменениям установлены единые правила проведения конкурсных отборов проектов по строительству ВИЭ-генерации для всех регионов. По их итогам будут формироваться перечни планируемых к реализации проектов с указанием ежегодных объемов поставки электрической энергии объектами ВИЭ-генерации и цен на производимую ими электрическую энергию. Конкурсные отборы инвестиционных проектов начиная с 2020 года проводятся по показателю одноставочной цены (тарифа) на электрическую энергию, которая утверждается на период 15 лет.
Потенциал сегмента розничных рынков продолжает оставаться нереализованным: за пять лет на региональных конкурсах отобрано около 350 МВт проектов, в то же время совокупный потенциал рынка оценивается в объеме до 3 ГВт.
Отобранные объемы ВИЭ-генерации на региональных розничных рынках, МВт
Потенциал строительства ВИЭ-генерации на розничных рынках
≈150–200 МВт в год
Сектор микрогенерации
В декабре 2019 года вступил в силу Федеральный закон № 471-ФЗ «О внесении изменений в Федеральный закон «Об электроэнергетике» в части развития микрогенерации». Законом утверждено понятие микрогенерации и право владельцев объектов микрогенерации заключать договоры купли-продажи с гарантирующим поставщиком, продавая ему излишки выработанной электроэнергии. В 2021 году регламентированы процедуры регистрации объекта микрогенерации, а также аспекты ценообразования и расчетов за электрическую энергию, отпускаемую в сеть Правительства Российской Федерации от 2 марта 2021 года № 229).
Рынок микрогенерации в России можно разделить на две части: домохозяйства, желающие стать просьюмерами, и небольшие предприятия, для которых установка объектов микрогенерации является экономически оправданной, учитывая уровень текущего тарифа на электрическую энергию. Объем рынка микрогенерации в 2020 году (до запуска механизма поддержки) составлял около 30 МВт, прирост к показателям 2019 года – 35 %.
Источник: rcebf.com