16+
Регистрация
РУС ENG
Расширенный поиск
http://www.eprussia.ru/epr/200/14142.htm
Газета "Энергетика и промышленность России" | № 12 (200) июнь 2012 года

Российская электроэнергетика: что было, что будет, чем сердце успокоится

Электроэнергетика России существует и развивается в постоянно меняющейся среде. Недавно были объявлены структура и состав нового правительства, произошли определенные кадровые изменения.

Все это происходит на фоне изменений регулирования, декларирования курса на модернизацию и попыток его воплотить. О том, как эти и другие факторы влияют на отрасль и что ждет ее в ближайшее время, шла речь на ежегодном форуме «Российская электроэнергетика. Стратегии успеха на быстроменяющемся рынке», состоявшемся в конце мая в Москве.



Итоги реформы еще не подведены

Одним из ключевых вопросов форума стало обсуждение того, как обеспечить баланс регулирования энергетического сектора государственными и рыночными механизмами.

В основе сложившегося электроэнергетического комплекса России в качестве централизованной системы лежит концентрация производства на крупных тепловых, гидравлических и атомных электростанциях. В 2011 году установленная мощность электростанций России составила 223,6 ГВт. Установленная мощность объектов малой распределенной генерации составила 3,2 ГВт (в зоне централизованного энергоснабжения электроэнергетического сектора), или 1,4 процента от суммарной установленной мощности. По оценкам экспертов, мощность объектов малой генерации во всех секторах и сферах экономики России достигает 17 ГВт.

В 2011 году централизованное производство электроэнергии составило 1040 миллиардов кВт-ч от объема производства электроэнергии в стране. Выработка электроэнергии на объектах малой распределенной генерации в зоне централизованного энергоснабжения электроэнергетического сектора составила около 1,5 миллиарда кВт-ч. Всего выработка энергии объектами малой генерации в стране достигает 50 миллиардов кВт-ч. В большинстве средних и малых населенных пунктов России отсутствует когенерационная выработка энергии.

Объем вводов распределенной генерации оценивается в объеме 5 процентов от суммарной потребности во вводах. В соответствии с распоряжением правительства РФ от 8 января 2009 года объем производства электрической энергии с использованием ВИЭ к 2020 году должен достигнуть 4,5 процента от суммарной выработки электроэнергии (51 миллиард кВт-ч, что соответствует 14,7 ГВт мощности). В связи с тем, что в настоящее время меры государственной поддержки ВИЭ находятся на стадии разработки, достижение целевого показателя доли ВИЭ в балансе переносится с 2020 года на 2030 год.

Юрий Саакян, генеральный директор Института проблем естественных монополий:

– Этим летом исполнится четыре года с того момента, как прекратила свою деятельность РАО ЕЭС и формально завершилась реформа. Для оценки результатов реформы, которая длилась почти десять лет, срок вполне достаточный. Критический пересмотр работы моделей рынка, параметров реформирования – это нормальная деловая практика. Даже такие оплоты либерализма, как США и Великобритания, являются очень хорошими примерами в этом отношении. И если в случае с США достаточно высока роль региональных властей, например в определении политики, в том числе определении реформирования энергетики, то в Великобритании мы можем наблюдать вполне планомерную и регулярную работу по анализу результатов реформы, ее пересмотру и анализу совершенных ошибок. Такой открытости нам очень не хватало во времена РАО ЕЭС России.

Так, на протяжении всего прошлого года британские коллеги готовили новую реформу электроэнергетики. Состав участников принудительно не ограничивался. Любой бизнесмен, чиновник, ученый, эксперт – даже не обязательно из области электроэнергетики – мог направлять свои предложении в британское министерство энергетики. В мае этого года подготовлены законодательные инициативы, и теперь они будут внесены в парламент Соединенного королевства. В документе говорится, что предлагаемые изменения должны обеспечить прежнюю надежность, доверие инвесторов и главное – более низкие цены по сравнению с теми, которые будут, если система останется нереформированной. Суть британского подхода состоит в том, что свет должен гореть, а затраты потребителя на него – падать.

Цены на электроэнергию в России за последние годы, напротив, не падали, а росли, причем достаточно быстро, даже агрессивно, выше годового уровня. Мы уже догнали и перегнали США, и если все будет складываться подобным образом и дальше, то очень скоро догоним Европу.

С другой стороны, выросли цены на газ, который является основным топливом для нашей тепловой генерации. Одной рукой государство сдерживало цены на электроэнергию, а с другой – увеличивало основные издержки производителя электроэнергии – затраты на топливо. И здесь мы тоже почти догнали Америку.

Ростом издержек в электроэнергетике проблемы не исчерпываются. Реформа в принципе не дала того, что обещала. Если рассмотреть те цели, которые ставились реформаторами – создание конкуренции на рынке электроэнергии и привлечение в отрасль инвестиций, – то приходится признать: эти цели не были достигнуты в полной мере. В результате вместо одной государственной вертикально интегрированной монополии, каковой было РАО ЕЭС России, мы получили отсутствие вертикальной интеграции и связанную с этим экономию на масштабе. На различных участках производственной цепочки появились несколько локальных монополий, в том числе частных. Но о том, что хуже монополии может быть только частная монополия, говорили еще отцы – основатели либерализма.

Либерализация приучила нас к мысли о том, что электроэнергетика – это бизнес. Бизнес может быть высокодоходным, но при этом содержать в себе высокие риски. И именно поэтому люди, которые занимаются таким бизнесом, закладывают высокую рентабельность. А может быть низкодоходным, но при этом с низкими рисками. Во всем мире энергетика относится к последнему типу. По данным Министерства энергетики США, операционная рентабельность крупнейших частных генераторов США находится на уровне 10‑15 процентов. Но в России мало кто хочет и может работать с такими показателями рентабельности. У нас энергетика содержит высокие риски, в первую очередь – регуляторные. При этом тепловым генерирующим компаниям, которые первыми ощутили на себе все регуляторные инициативы государства, направленные на снижение динамики стоимости электроэнергии, уже приходится работать примерно с той же рентабельностью, но сохраняя высокие риски.

В то же время основные гос­компании в электроэнергетике находятся на особом положении, что позволяет им демонстрировать неприличные уровни рентабельности.

Один из потенциалов борьбы с ростом цен на электроэнергию, на мой взгляд, – это некое ограничение на сверхприбыль компаний, работающих в госсекторе. Цена ошибок при реформировании таких отраслей очень высока. Именно поэтому важно задать верные цели и очертить тот круг инструментов, с помощью которых этих целей можно достичь.

Рынок, который должен расставить все по своим местам, существует только в простейших теоретических моделях, не учитывающих такие «мелочи», как, к примеру, лоббизм крупных игроков на рынке. Тотальное госрегулирование тоже не выход – риски, связанные с этим способом управления экономикой, нам всем хорошо известны. Нужны правила и процедуры, ясные и четкие, логичные и долгосрочные, принимаемые и соблюдаемые всеми участниками рынка.

Сергей Мироносецкий, генеральный директор Сибирской генерирующей компании, в свою очередь, считает, что о низкой цене на электроэнергию позволяет говорить только государственное решение об ограничении, а других реальных рычагов нет:

– Разве у нас топливо дешевле, чем во всем мире? Нет, наши цены на газ на уровне мировых цен. Я считаю, что страна, обладающая таким запасом первичных энергоносителей, необходимых для производства электроэнергии, ни в коем случае не должна иметь конечные цены выше, чем те страны, которые у нас же покупают те самые первичные энергоносители.

Я считаю грубейшей ошибкой повышение цен на газ. Ни одного внятного объяснения этому, кроме требований Евросоюза по доведению наших внутренних цен до мировых, нет. Взять тот же самый «Газпром» – увеличение выручки за счет роста тарифов ничего ему по большому счету не дает. Все равно больше 1 триллиона рублей инвестпрограммы «Газпром» освоить не может. Какой же смысл в увеличении цен на газ, который, безусловно, тащит за собой увеличение цен на уголь, а все вместе это ведет к росту топливной нагрузки генераторов? Ресурс для снижения цен на электроэнергию я вижу в снижении цен на газ и гигантском потенциале когенерации.



А инноваций по‑прежнему не хватает

Распределенная генерация в настоящее время является мейнстримом в энергетике. На конференции, в частности, обсуждался новый подход к развитию российской электроэнергетики с учетом расширения использования распределенных энергетических ресурсов.

По мнению Игоря Кожуховского, генерального директора Агентства по прогнозированию балансов в электроэнергетике, недостатки российской модели централизованного энергоснабжения состоят в том, что российская электроэнергетика крайне нечувствительна к требованиям потребителей – параметрам спроса, качеству, надежности. Из единого центра это не видно – в итоге потребитель сталкивается с высоким тарифом на тепловую и электрическую энергию.

Кроме того, сохраняются высокие потери электроэнергии в сетях и низкая эффективность способа энергообеспечения с раздельным производством электроэнергии на крупных станциях и производство теплоэнергии на котельных.

95 процентов электроэнергии производится в ЕЭС России и лишь 5 процентов за ее пределами, в теплоснабжении сохраняются примерно те же пропорции. 70 процентов энергии по теплу производится в режиме раздельного производства, 30 процентов – в режиме совместного производства.

Когенерации во всем мире отдается бесспорный приоритет, признана эффективность и целесообразность ее внедрения везде, где только возможно, и это зафиксировано документами «большой восьмерки». В России же генеральная схема размещения объектов электроэнергетики на период до 2030 года предусматривает развитие малой распределенной генерации в недостаточных объемах. В то время как замена котельных на когенерацию даст прирост распределенного производства электроэнергии в объеме не менее 250 миллиардов кВт-ч. Это позволит сократить планы вводов мощностей (генерирующих объектов большой энергетики) в объеме не менее 50 ГВт (из 173 ГВт, предусмотренных Генсхемой). Произойдет вовлечение местных топливных и возобновляемых ресурсов, повышение энергетической безопасности. В связи со снижением рисков окупаемости энергообъектов в их строительство придут не только крупные, но и средние, и малые инвесторы. Кроме того, повысится экологическая эффективность. Реализация нового подхода сильно изменит структуру генерации и создаст новые вызовы сетевой инфраструктуре.

Распределенная энергетика особенно востребована в сфере коммунального энергоснабжения в труднодоступных и удаленных местностях, где энергообеспечение потребителей традиционно связано с дороговизной и сложностью доставки топлива, – а ведь это более двух третей территории страны. Кроме того, она необходима мобильным потребителям, работающим в сфере транспорта, строительстве, лесозаготовке, геологоразведке, туризме, сельском хозяйстве, в аварийных и спасательных службах. Распредгенерация востребована в домохозяйствах и коттеджах в качестве резервного и дополнительного энергоснабжения.

По мнению Владимира Волика, партнера компании Branan, распределенная генерация в России – это не только генерация, подключенная к распредсетям, не только малая генерация, но и еще станции крупных промышленных потребителей. На сегодняшний день основной тренд в генерации задают именно они. На распредгенерацию в мире сейчас приходится около 12,5 процента мирового энергобаланса, в России – 5‑7 процентов.

Наиболее высокие значения среднеотпускных цен на электроэнергию в России отмечены в Дальневосточном и Центральном федеральных округах. Крупнейшие объекты распредгенерации расположены в регионах, где среднеотпускная цена электроэнергии превышает 250‑300 копеек/кВт-ч. По мнению аналитиков Branan, там, где цена для конечного потребителя превышает это значение, появляется стимул строить собственную генерацию. Несмотря на то что строительство объектов распредгенерации осуществляется преимущественно в энергодефицитных регионах России, тренд проявляется и там, где есть ЕЭС.
Стоимость подключения, стоимость конечного тарифа настолько сейчас велики, что потребитель ищет эффективную альтернативу, и с развитием технологий она скоро появится.


РАО ЕЭС затеяло свою реорганизацию и реформу рынка для того, чтобы инвесторы сделали из энергетики отрасль, в которую можно было бы инвестировать, вкладывать деньги и даже зарабатывать на ней. Но, к сожалению, до сих пор в нашей стране нет механизма возврата инвестиций, поэтому не только государственные, но и частные компании на рынок особенно не стремятся. Участники конференции предложили свои варианты того, как стимулировать притоки инвестиций в техническое переоснащение генерации с одновременным выводом из эксплуатации действующих мощностей.

Нормативные документы, которые должны способствовать развитию возобновляемой энергетики, были, по сути, заморожены с 2007 года вплоть до недавнего времени. Первое постановление, вышедшее в прошлом году, позитивно влияет на рынок, но оно не настолько доработано, чтобы активно стимулировать развитие возобновляемой энергетики.

В нашей стране отмечается рост традиционной собственной генерации, и ее доля в энергобалансе также растет. В основном это крупные энергоемкие производства, поскольку им становится невыгодна традиционная генерация из‑за проблем с ценой, с процессами подключения, с тарифом на передачу. В будущем может сложиться ситуация, когда потребители начнут относиться к ЕЭС как к резерву.

Во всем мире есть стимулы для развития распределенной генерации, есть рынок системных услуг для того, чтобы излишки собственной генерации можно было продавать в сеть. Сети к этому подстраиваются, а государство создает стимулы для развития новых технологий.

В России другие стимулы – исключительно экономические. Государство в принципе может не заниматься стимулированием ВИЭ, оно может просто продолжать повышать тарифы. В качестве иллюстрации приведу пример из недавнего прошлого. Раньше у нас были прачечные, все ими пользовались. Потом все стали пользоваться бытовыми стиральными машинами. Так и в энергетике – скоро бытовые потребители будут уходить на собственные генерации. Они уже появляются – есть бытовая газовая генерация, есть биотехнологии, которые массово разовьются уже через два-три года. И тогда ЕЭС превратится в резервную систему. Мощности, рассчитанные совершенно на другое потребление, другое регулирование, могут стать ненужными. Это повлечет рост тарифов для оставшейся сети потребителей. Стоимость подключения, стоимость конечного тарифа настолько сейчас велики, что потребитель ищет эффективную альтернативу, и с развитием технологий она скоро появится.

Уже через пять-шесть лет возобновляемая энергетика может сильно выиграть у традиционной за счет стоимости строительства, уже сопоставимой с традиционной, а также, главным образом, за счет более низкой себестоимости. Ведь в себестоимости классической традиционной энергетики есть топливная составляющая, а в себестоимости возобновляемой энергетики ее уже нет.

При сохранении темпов роста конечной цены на электроэнергию, в том числе стоимости на инфраструктуру, распределенная генерация в России может выступать в качестве альтернативного источника энергии. Объем полезного отпуска ЕЭС, по некоторым оценкам, может сократиться к 2015 году почти в два раза за счет ухода на собственную генерацию. Государству следует задуматься о том, каким образом сохранить создаваемую распредгенерацию в энергосети. Стоит посмотреть на международные примеры, где реальное стимулирование продаж излишков генерации при участии в рынке системных услуг является стимулом для развития этой генерации. Она не должна быть против ЕЭС, а должна быть вместе с ЕЭС. К этому хочется призвать нашего регулятора, который стремится монополизировать сейчас генерацию, сети и сбыт. Распределенная генерация – это неизбежность, поэтому нужно поменять к ней подход. Важно, чтобы ЕЭС свыклась с этой мыслью и включалась в нее.



Нераскрытый потенциал

По мнению Игоря Кожуховского, Россия обладает огромным потенциалом когенерационной выработки энергии, поэтапная реализация которого позволит существенно изменить структуру электроэнергетического и теплоснабжающего комплексов страны. Малая распределенная энергетика в ближайшей перспективе станет существенной частью энергетического сектора России. Появление дополнительных источников генерации энергии позволит повысить надежность и качество энерго­обеспечения потребителей энергоресурсов, особенно в районах с низкой плотностью энергопотребления и с неэффективным централизованным энергоснабжением.

Для поддержки развития малой распределенной энергетики необходимо провести анализ действующих нормативно-правовых актов в энергетическом комплексе с целью их согласования. Следует принять комплекс мер по развитию малой распределенной энергетики. Это касается обеспечения технологического присоединения объектов малой генерации; снятия запретов у сетевых организаций на производство ими электроэнергии малыми генерирующими объектами; введения специальных мер поддержки когенерации и административного ограничения вводов нового оборудования без использования когенерации; создания на правительственном уровне единого уровня управления, ответственного за координацию и техническую политику в сфере развития электроэнергетического и теплоснабжающего комплексов в части систем централизованного теплоснабжения страны.

Федеральные органы исполнительной власти, энергетическое сообщество страны должны переориентироваться с приоритетного развития «большой» (централизованной) энергетики на сочетание развития централизованной и распределенной энергетики, максимальную реализацию потенциала когенерации, уверен генеральный директор АПБЭ.

С Игорем Кожуховским согласен директор некоммерческого партнерства «Совет производителей энергии» Игорь Миронов:

– Когенерацию нужно поддерживать, и здесь мы возлагаем надежды на новое правительство. Формально преобразования внешнего рынка завершены. Что же мы имеем на самом деле? Прежде всего, экономически необоснованное ограничение цен на тарифы – с точки зрения регулирования как государственными, так и рыночными методами.

В 2011 году был внедрен PRICE-CAP, стоимость мощности была установлена фактически для всех одинаковая. Внедрены нормативы потребления мощности на собственные нужды. Если раньше станция потребляла на собственные нужды и для выработки тепла, и для выработки электроэнергии, то сейчас в рынке перестала учитываться мощность на выработку тепла. И теперь министерство склоняется к тому, что станция должна с рынка покупать мощность на выработку тепла – по рыночной цене.

Произведена отрицательная индексация тарифов. По сути, у нас запрещено выводить из эксплуатации убыточные станции, несущие тепловую энергию. Системы учета станции не соответствуют рынку, в результате чего за мощность станция не получает, но выводить не может.

Системный оператор манипулирует величиной резерва, ставшей рычагом сдерживания цены на рынке. Кроме того, происходит перераспределение государством средств среди секторов рынка. Добавим сюда постоянно внезапно изменяемые правила игры, не учитывающие долгосрочные интересы, а также непрозрачность принятия решений.

Основной жертвой снижения цен стала тепловая когенерация. 2007 год – точка отсчета появления частной генерации в нашей стране. С этого же времени происходит постепенное, но постоянное снижение доли тепловой генерации в валовой выручке энергетической отрасли.

Вывод: реформы не случилось. Нужно либо уходить обратно в госрегулирование, либо, по сути, начинать новые реформы рынка. Во всяком случае, правила рынка обязательно нужно пересматривать. Путей всего два – либо в рынок, либо в госрегулирование. А мы стоим посередине.
У нас сейчас нефтянка может на десять-двадцать лет планировать, а энергетика не может. Нужны точные долгосрочные правила игры, тогда инвестпланирование будет на три, пять, десять лет, как в других отраслях.

Сергей Мироносецкий:

– Вызывает тревогу возраст оборудования: на текущий момент 62 процента российских мощностей старше тридцати лет, притом что примерный срок эксплуатации турбины – тридцать-сорок лет. Как быть? Одного рецепта для всей большой страны нет.

Первый вариант – вкладываем деньги в старую мощность и точечные инвестиции на модернизацию там, где это необходимо, там, где мы можем повысить эффективность. Второй вариант – глубокая модернизация уже существующего оборудования. Третий вариант – замещение старых мощностей, снос старого и строительство нового. Четвертый – это оставить все как сейчас, когда денег не хватает даже на операционное обслуживание, а ни о какой модернизации даже речи нет.

В Сибири с точки зрения конечной цены для потребителя самый эффективный способ существования – это поддержка старых мощностей с небольшой точечной модернизацией, именно она дает самый большой эффект. Здесь экономия на топливе минимальная, потому что для разницы в КПД стоимость топлива имеет решающее значение, и эта разница слишком низкая, чтобы оправдать какие‑то модернизационные затраты.

Строительство новых мощностей, в любом случае, обойдется дороже, чем поддержание существующих. А если двигаться по инерции, есть большая вероятность появления уже вынужденных инвестиционных решений, которые будут не оптимальны.

Вывод: реформы не случилось. Нужно либо уходить обратно в госрегулирование, либо, по сути, начинать новые реформы рынка.


Если все оставить как есть, через три-четыре года мы увидим взрывной рост цен, в один год на 30-50 процентов конечной цены. Взорвется рынок, взорвется потребитель. Но строить придется, иначе все рушится.

В нынешних условиях реальный путь только один – возврат к плановой экономике, и если ситуацию не поменять, то мы туда и придем.

Сейчас риторика власти стала меняться. Последний раз, когда эту тему обсуждали на уровне председателя правительства, речь шла уже не о сдерживании роста тарифов, а об эффективных, экономически обоснованных принципах ценообразования. То есть посыл от власти – не заниженное, но естественно, и не завышенное, то есть объективное ценообразование.



Вспомнить о Сибири

Какие же меры, по мнению главы Сибирской генерирующей компании, необходимо принять, чтобы изменить ситуацию на рынке мощности Сибири? Проще всего поменять постановление правительства, касающееся введения PRICE-CAP, который не позволяет станции жить и модернизироваться, уверен господин Мироносецкий.

Второй вопрос – большую зону Сибири нужно увеличивать, чтобы торговать без маленьких вынужденных зон свободного перетока, а в целом во второй ценовой зоне стремиться к единому рынку. Минувшей зимой по всей Сибири была практически одна цена, не было таких скачков, как в прошлом году.

Глава Сибирской генерирующей компании напомнил о приказе Минэнерго, который гласит: старое оборудование надо выводить. Но ведь его можно модернизировать. К тому же оно вырабатывает одновременно и тепло, и электроэнергию – это означает, что оно все равно эффективное. С точки зрения общей цены, влияния на цену – лучше эксплуатировать то, что есть. Поэтому Сергей Мироносецкий предлагает выводить оборудование из эксплуатации либо по экономическим причинам, когда компания сама этого хочет, либо по техническим причинам – для этого необходимо, чтобы Ростехнадзор признал, что эксплуатация оборудования небезопасна и его нужно остановить. Таким образом, приказ Минэнерго должен быть точечным, более разумным, более применимым.

Отвечая на вопрос, какая же система нужна потребителям – устойчивая, но дорогая, или дешевая, но неустойчивая в плане функционирования, – господин Мироносецкий отметил, что нужна середина, более-менее устойчивая и недорогая. В первой ценовой зоне экономически оправдана глубокая модернизация газовых ТЭС на базе технологий ПГУ, в этом случае при относительно невысоких капзатратах достигается значительная экономия дорогого газового топлива.

Во второй ценовой зоне глубокая модернизация или новое строительство угольной генерации обойдется дорого, а экономия на топливе будет незначительна. Дешевле будет поддерживать в рабочем состоянии и точечно улучшать старую мощность.

В недалеком будущем все предприятия-монополисты неизбежно столкнутся с тем, что потребитель начнет вкладывать деньги в энергосбережение. Объем потребления и выручки сократится, а условно-постоянные затраты сохранятся. Это неизбежно приведет к убыткам или росту тарифов. По мнению Андрея Лихачева, генерального директора МОЭК, самым большим тормозом на пути энергосбережения являются предприятия, которые предоставляют услуги энергоснабжения. Нужен рынок мощности, и здесь можно в полной мере задействовать механизмы, разработанные при внедрении механизмов Киото.

Благодаря программе энергосбережения получится дополнительная высвобожденная мощность и совершенно иная норма доходности на вложенные инвестиции. Сами предприятия-монополисты должны служить операторами выкупа мощности у конечного потребителя, который провел некие улучшения для уменьшения энергопотребления. Тогда все начнут заниматься энерго­сбережением по‑настоящему.

Любые реформы должны преследовать своей целью не только обеспечение надежности электроэнергетики, но и снижение затрат потребителей на электроэнергию. Не будет этого – можно забыть о росте конкурентоспособности нашей экономики. Необходима обратная связь между реципиентами реформ и реформаторами, как это происходит во всех развитых странах.

Отправить на Email

Для добавления комментария, пожалуйста, авторизуйтесь на сайте

Также читайте в номере № 12 (200) июнь 2012 года:

  • Амбициозные планы в геотермальной энергетике
    Амбициозные планы в геотермальной энергетике

    Правительство Индонезии, четвертой страны мира по численности населения, заявило о намерении сократить потребление нефти за ближайшие пять лет на четверть благодаря ускоренному развитию геотермальной энергетики. Страна планирует стать мировым лидером в этой области, сообщила индонезийская газета Jakarta Globe со ссылкой на заявление главы геологического департамента Министерства энергетики и горнодобывающей промышленности Индонезии Сухь...

  • Модернизацию для Саратовской области оценили в миллиардах
    Модернизацию для Саратовской области оценили в миллиардах

    Российско-немецкое энергетическое агентство «Рудеа» готово заняться повышением эффективности систем теплоснабжения Саратовской области. ...

  • Игорь Сечин возвращается на Олимп
    Игорь Сечин возвращается на Олимп

    Недавний вице-премьер, нынешний глава государственной «Роснефти» Игорь Сечин назначен ответственным секретарем президентской комиссии по стратегическому развитию ТЭКа и по экологической безопасности. ...

  • Первая АЭС Вьетнама будет состоять из двух блоков общей мощностью 2,4 ГВт
    Первая АЭС Вьетнама будет состоять из двух блоков общей мощностью 2,4 ГВт

    Вьетнамская сторона и российский «Росатом» уточнили параметры первой вьетнамской АЭС, сооружение которой вскоре начнут российские специалисты. Первая атомная электростанция Вьетнама будет состоять из двух энергоблоков типа ВВЭР общей мощностью 2,4 ГВт. Начало строительства АЭС Ниньтхуан-1 намечено на 2014 год, первый блок будет введен в эксплуатацию в 2020 году. Договор о строительстве между «Росатомом» и правительством Вьетнама был по...

  • Сети - под пресс
    Сети - под пресс

    Владимирский филиал ТГК-6 получил новую передвижную опрессовочную машину, предназначенную для гидравлических испытаний теплосетей повышенным давлением. ...