Б.Мурашов: «Контракт жизненного цикла» позволит оптимизировать затраты на транспортные объекты
Сегодня состоялась встреча руководства созданного Комитета по развитию транспортной инфраструктуры с журналистами. И хотя на реорганизацию КБДХ отведено 2 месяца, глава нового ведомства Борис Мурашов поделился с обравшимися планами, лейтмотивом которых была оптимизация.
«Основная задача, стоящая перед Комитетом это – организация движения общественного транспорта, которую нельзя решить только путем строительства новых дорог, необходимо создавать маршруты, на основе анализа сложившейся транспортной обстановки. Это возможно за счет пересадки населения в общественный транспорт», считает он.
Для реализации, такого подхода необходимо создать выделенные полосы общественного движения, сформировать пересадочные узлы с организацией в радиусе 300 м от них перехватывающих парковок. Наиболее подходящими для их расположения чиновнику видятся районы правого берега Невы и наб. Обводного канала. «По предварительным расчетам мы сможем достаточно недорого и быстро создать сеть общественного транспорта в пешеходной доступности от перехватывающих парковок», говорит Б.Мурашов.
Далее, по его мнению, «необходимо сформировать транспортные коридоры для общественного транспорта. Поскольку уличная сеть не всегда для этого подходит, необходимо при проектировании новых дорог закладывать будущие пассажиропотоки, которые впоследствии позволят зарезервировать земельные участки и заложить технические решения для формирования маршрутов общественного транспорта».
Сегодня Комитет не выставляет объект на торги без предварительного обсуждения его на техсовете и без разработки оптимальных технических решений, что уже позволяет на 30-40% снизить стоимость объекта.
Кроме того, ведомство планирует начать реализацию некоторых проектов по «контракту жизненного цикла». В результате работы по этой модели подрядчик не только берется построить, но и содержать дорогу в течение всего эксплуатационного периода. И поскольку подрядчик сам финансирует объект, то от него зависит не только оптимизация всех расходов, но и сдача объекта в таком качестве, содержание его было не слишком затратно.
По мнению Б.Мурашова, «такие контракты особенно целесообразно заключать на сложных, дорогостоящих развязках. Все риски по контракту возлагаются на участников процесса, это и банки и страховые компании, и субподрядные организации». В качестве примера он привел развязку в районе предполагаемого строительства «Охта-центра», проект которой разрабатывает институт «ЛенГИПроИнжПроект». Это очень сложный транспортный узел и предварительная его стоимость оценивается в 200 млрд. руб. «И здесь как раз для оптимизации затрат вполне применима новая схема работы», говорит Б.Мурашов.
В 2010 г. планируется разработать модель работы по «контракту жизненного цикла» и определить объекты, которые впоследствии будут выставлены на торги по этой схеме.
Сегодня Минэнерго России направило разработанную и утвержденную Схему и программу развития Единой энергетической системы (ЕЭС) России на 2010–2016 гг. в Минюст России. Основной целью документа является содействие развитию сетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей, а также обеспечению удовлетворения долгосрочного и среднесрочного спроса на электрическую энергию и мощность.
Он призван обеспечить надежное функционирование ЕЭС России в долгосрочной перспективе, скоординированное планирование строительства и ввода в эксплуатацию (вывода из эксплуатации) объектов сетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей и информационное обеспечение всех участников деятельности энергетического комплекса. Документ является основой для разработки региональных программ развития электроэнергетики, которые будут разрабатываться органами исполнительной власти субъектов РФ.
Среднегодовой прирост электропотребления ЕЭС России за период 2010–2016 гг. прогнозируется на уровне 2,9%, что обеспечит абсолютный прирост величиной в 209,72 млрд. кВт×ч (с 942,82 млрд. кВт×ч в 2009 г. до 1152,54 млрд. кВт×ч к 2016 г.).
Потребность в генерирующей мощности электростанций по ЕЭС России составит 207,2 млн. кВт на уровне 2010 г. и 235,7 млн. кВт на уровне 2016 г.
Перечень новых вводов объектов по производству электрической энергии на период 2010–2016 гг., а также мероприятий по демонтажу, модернизации и реконструкции действующего генерирующего оборудования, сформирован на основе предложений генерирующих компаний (на начало 2010 года) и скорректирован в соответствии с:
- приложениями к договору о предоставлении мощности на оптовый рынок (новая редакция), парафированными генерирующими компаниями;
- перечнем ввода генерирующих мощностей, сформированным по результатам анализа строительной и финансовой возможности ввода, выполненного Минэнерго России;
- предложениями по демонтажу неэффективного генерирующего оборудования, вывод из эксплуатации которого не окажет существенного влияния на режимно-балансовую ситуацию в отдельных энергоузлах и ЕЭС России в целом.
Предусмотрен демонтаж мощности на электростанциях ЕЭС России в объеме 8,4 млн. кВт, в т.ч. на АЭС – 0,6 млн. кВт и на ТЭС – 7,8 млн. кВт. Из общего объема демонтажей 6,6 млн. кВт учтено по предложениям генерирующих компаний и 1,8 млн. кВт оборудования, находящегося в холодном резерве/консервации более года.
Генерирующим компаниям рекомендовано рассмотреть демонтаж оборудования, удовлетворяющего одновременно двум критериям – введение в эксплуатацию до 1960 г. и имеющее низкие параметры пара. По предварительным оценкам объем такого оборудования составляет около 7,8 млн. кВт.
Ввод новых генерирующих мощностей на электростанциях ЕЭС России в 2010–2016 гг. предусматриваются в объеме 42,85 млн. кВт, в т.ч. на АЭС – 9,87 млн. кВт, на ГЭС – 3,52 млн. кВт, на ГАЭС – 0,98 млн. кВт, на ТЭС – 28,48 млн. кВт.
Установленная мощность электростанций ЕЭС России возрастет к 2016 г. на 35,89 млн. кВт (16,9 %) и составит 247,74 млн. кВт.
В период 2010–2016 гг. в структуре генерирующих мощностей ЕЭС России возрастет доля АЭС с 11,1 до 13,2 %, доля ГЭС незначительно снизится с 21 до 19,9%, доля ТЭС снизится с 67,9 до 66,9%.
В 2010–2016 гг. работой предусмотрен ввод около 38,8 тысяч километров ЛЭП номинальным напряжением 220–750 кВ, около 135,8 тысяч МВА трасформаторных мощностей и около 18,8 тысяч Мвар средств регулирования реактивной мощности, сообщает пресс-служба Минэнерго.