#вответна t.me/energy_lounge/8544
#экспертноемнение
Неплохой анализ с точки зрения собранных данных, но автор не разобрался в сути того, что представляет из себя мощность на рынке электроэнергии, как товар. Именно отсюда и произрастают все эти доводы о том, что оплата мощности должна быть увязана с величиной КИУМ. На самом деле мощность в принципе не зависит от КИУМ, поскольку ее стоимость определяется спросом в том числе и в первую очередь в пиковых режимах, доля которых в общем графике невелика по определению. ДПМ – это тарифная конструкция, разновидность RAB, замаскированная в псевдорыночные одежды. Суть всех этих изъянов ДПМ, упоминаемых в статье, связана как раз этим качеством механизма, а не с "незаслуженной" оплатой мощности ресурсами с низким КИУМ, которые не нужны энергосистеме не из-за того, что у них низкий КИУМ, а из-за того что они просто построены по субъективным решениям не там, где они нужны. Иными словами, низкий КИУМ, как и сама технологическая конфигурация этих ресурсов – ПГУ, это следствие некорректных решений, за которые никто не несет ответственности в механизме ДПМ, а платят в итоге все. Именно поэтому рынок мощности должен быть рынком, а не ДПМ или его аналогами. Последние конкурсы, на которые никто не приходит, и вообще кризис всей системы инвестиционного процесса в электроэнергетике России – убедительное подтверждение этого тезиса. Нужен настоящий конкурентный маржинальный рынок с единой ценой для всех ресурсов.
#экспертноемнение
Неплохой анализ с точки зрения собранных данных, но автор не разобрался в сути того, что представляет из себя мощность на рынке электроэнергии, как товар. Именно отсюда и произрастают все эти доводы о том, что оплата мощности должна быть увязана с величиной КИУМ. На самом деле мощность в принципе не зависит от КИУМ, поскольку ее стоимость определяется спросом в том числе и в первую очередь в пиковых режимах, доля которых в общем графике невелика по определению. ДПМ – это тарифная конструкция, разновидность RAB, замаскированная в псевдорыночные одежды. Суть всех этих изъянов ДПМ, упоминаемых в статье, связана как раз этим качеством механизма, а не с "незаслуженной" оплатой мощности ресурсами с низким КИУМ, которые не нужны энергосистеме не из-за того, что у них низкий КИУМ, а из-за того что они просто построены по субъективным решениям не там, где они нужны. Иными словами, низкий КИУМ, как и сама технологическая конфигурация этих ресурсов – ПГУ, это следствие некорректных решений, за которые никто не несет ответственности в механизме ДПМ, а платят в итоге все. Именно поэтому рынок мощности должен быть рынком, а не ДПМ или его аналогами. Последние конкурсы, на которые никто не приходит, и вообще кризис всей системы инвестиционного процесса в электроэнергетике России – убедительное подтверждение этого тезиса. Нужен настоящий конкурентный маржинальный рынок с единой ценой для всех ресурсов.
Telegram
Энергетическая гостиная
Затраты российской экономики на программу ДПМ не окупились
Программа договоров о предоставлении мощности для привлечения инвестиций в строительство и обновление электростанций, стоимостью около 2,54 трлн рублей, смогла компенсировать экономике только 1,68…
Программа договоров о предоставлении мощности для привлечения инвестиций в строительство и обновление электростанций, стоимостью около 2,54 трлн рублей, смогла компенсировать экономике только 1,68…
👍4🤡1🤷1
#экспертноемнение
#изчатаЭГ
Возможный сценарий по-простому.
По какой-то причине перегрузилось сечение по ВЛ 400 кВ Испания -Франция (например, синхронные качания, или не успели разгрузить станции на фоне снижения потребления к середине дня), далее в сечении, работающем с перегрузкой, отключилась одна из ВЛ 400 кВ, возник асинхронный режим, который ликвидировался действием АЛАР (автоматика ликвидации асинхронного режима). Энергосистема Испании выделилась на изолированную работу с, например, недопустимым для АЭС повышением частоты (у них пределы отклонений частоты ниже, чем у остальной генерации). Блоки АЭС отключились, что привело к снижению частоты и напряжения, в затем, к классической лавине напряжения и/или частоты, т.е. к полной остановке всех электростанций.
Информации очень мало, известно, что развалились очень быстро.
#изчатаЭГ
Возможный сценарий по-простому.
По какой-то причине перегрузилось сечение по ВЛ 400 кВ Испания -Франция (например, синхронные качания, или не успели разгрузить станции на фоне снижения потребления к середине дня), далее в сечении, работающем с перегрузкой, отключилась одна из ВЛ 400 кВ, возник асинхронный режим, который ликвидировался действием АЛАР (автоматика ликвидации асинхронного режима). Энергосистема Испании выделилась на изолированную работу с, например, недопустимым для АЭС повышением частоты (у них пределы отклонений частоты ниже, чем у остальной генерации). Блоки АЭС отключились, что привело к снижению частоты и напряжения, в затем, к классической лавине напряжения и/или частоты, т.е. к полной остановке всех электростанций.
Информации очень мало, известно, что развалились очень быстро.
👍8
#вответна t.me/energy_lounge/10487
#экспертноемнение
#изчатаЭГ
… задач на опте уже сейчас может быть две:
1. Аналогично управлению спросом - влияние на цены РСВ. Из-за маржинального ценообразования отказ от запуска дорогого генератора снижает цены для всей включенной генерации. Очевидно, что для генераторов в этом смысле накопители - скорее вред, чем польза.
2. При выраженных, но коротких пиках в энергосистеме - возможность отбора накопителей в ВСВГО. Учет их в балансах для обеспечения N-1 и прохождения, например, ремонтов базовой генерации.
Также пользу может принести участие накопителей в ОПРЧ и регулировании реактивки как системная услуга. Особенно актуально в регионах с недостатком ГЭС.
Идея с установкой СНЭ на солнечных станциях технически весьма разумна, естественно, с учетом места расположения СЭС. И солнечные модули, и аккумуляторы выдают постоянный ток, поэтому можно подключать их прямо к существующим инверторам, экономя значительные средства на схеме выдачи мощности. Плюс это дает возможность сглаживать резкопеременный график солнечной генерации.
#экспертноемнение
#изчатаЭГ
… задач на опте уже сейчас может быть две:
1. Аналогично управлению спросом - влияние на цены РСВ. Из-за маржинального ценообразования отказ от запуска дорогого генератора снижает цены для всей включенной генерации. Очевидно, что для генераторов в этом смысле накопители - скорее вред, чем польза.
2. При выраженных, но коротких пиках в энергосистеме - возможность отбора накопителей в ВСВГО. Учет их в балансах для обеспечения N-1 и прохождения, например, ремонтов базовой генерации.
Также пользу может принести участие накопителей в ОПРЧ и регулировании реактивки как системная услуга. Особенно актуально в регионах с недостатком ГЭС.
Идея с установкой СНЭ на солнечных станциях технически весьма разумна, естественно, с учетом места расположения СЭС. И солнечные модули, и аккумуляторы выдают постоянный ток, поэтому можно подключать их прямо к существующим инверторам, экономя значительные средства на схеме выдачи мощности. Плюс это дает возможность сглаживать резкопеременный график солнечной генерации.
Telegram
Энергетическая гостиная
#вответна t.me/so_ups_official/3174
Согласно Немецкой ассоциации солнечной энергетики, в прошлом году в Германии было введено в эксплуатацию около 600 тысяч бытовых и коммерческих систем накопления электроэнергии (СНЭЭ). Таким образом за прошедший год количество…
Согласно Немецкой ассоциации солнечной энергетики, в прошлом году в Германии было введено в эксплуатацию около 600 тысяч бытовых и коммерческих систем накопления электроэнергии (СНЭЭ). Таким образом за прошедший год количество…
👍7🔥1👏1
#вответна t.me/energy_lounge/11416
#экспертноемнение
Короткий ответ: «нули» в Мурманске ≠ нулевой счёт для крупной фермы. Для майнинга решают не только спотовая энергия, но и мощность, сети, льготы и сроки присоединения. По этим параметрам Мурманск чаще проигрывает Бурятии/Забайкалью — поэтому BitRiver и подобные шли туда, а не на Кольский. Ниже раскладываю по полочкам, без прикрас.
Почему «нулевая» Мурманская энергия не привела туда большой майнинг
Нули не ваши.
«Нули» на РСВ/балансирующем появляются из-за локального избытка (Кольская АЭС + ГЭС) и сетевых ограничений. Но конечный платёж крупного потребителя — это «энергия + мощность (КОМ) + сети + надбавки/потери». Даже если энергия временами дешёвая, мощность и сети «съедают» экономику. Майнеру нужна 24/7 загрузка, а не охота за часами с нулём.
Точка присоединения — где взять 50–200 МВт «здесь и сейчас».
В Мурманской области свободной «лёгкой» мощности на 110–220 кВ немного, а тянуть под вас новые цепи — годы и миллиарды. Кольская АЭС — режимный объект, «воткнуться рядом» нельзя; ближайшие ПС часто уже заняты промышленниками. В Сибири/Забайкалье есть готовые брунфилды: бывшие промплощадки с живыми ГПП/РП, ячейками на 110 кВ, короткими отпайками и трансформаторами — приезжай и вешай свой КРУЭ/КРУ.
Регуляторика и льготы.
Бурятия и Забайкалье после включения в ДФО агрессивно предлагали ТОСЭР/СПВ-режимы: налоговые каникулы, снижение налога на прибыль/имущество, ускоренное техприсоединение, дешёвые земли. Плюс проще получить статус «ЦОД» вместо «майнинг» — с иным отношением властей и сетевиков. Это закрывает разницу в «сырой» цене киловатт-часа с лихвой.
Ценовой риск горизонта инвестиций.
Нули в Мурманске держатся пока есть узкие места. Как только ФСК/Россети усиливают перетоки в сторону Ленобласти/Карелии, локальный избыток уменьшается — и бизнес-кейс тонет. Инвестор предпочитает стабильный «минус рубль на сети» 10 лет, чем «сегодня ноль, завтра неизвестно».
Климат — не только холод, но и соль.
Холод — плюс, но близость Баренцева моря — соляной аэрозоль, коррозия, фильтрация, больше сервисных окон и капексов на корпуса/фильтры. Внутри Сибири воздух суше, мороз предсказуемей, пыль решается фильтрами дешевле, чем «соль+шторм».
Профиль генерации и диспетчеризация.
Кольская АЭС — базовая генерация с минимальной манёвренностью; при низком спросе кого-то будут ограничивать, и это не гарантирует вам «почти даром 24/7». В Сибири гидра и уголь проще закрывают спрос майнера без постоянных «качелей» по диспетчеризации.
Админресурс и скорость.
На Дальнем Востоке и в Забайкалье губернаторы реально «сопровождали» проекты: выделяли площадку у ПС, помогали с землёй, сетями, охраной. В Мурманске таких кейсов меньше, а рядом с АЭС порог согласований выше.
Почему BitRiver и ко выбрали Бурятию/Забайкалье
— Готовые промплощадки с «коротким» подключением на 110–220 кВ.
— ДФО-льготы и спецрежимы для ЦОД/ИТ-объектов.
— Длинные PPA/контракты с генерацией на понятных условиях.
— Локальные власти, которые решают «сегодня», а не «после 18 согласований».
— Климат без соли и с лёгким фрипуллингом на наружных контейнерах.
Что должно случиться, чтобы «большой майнинг в Мурманске» стал логичным
Выделенные «ЦОД-кластеры» у существующих ПС 110–220 кВ с подтверждённой свободной мощностью и типовыми техусловиями (под 50–150 МВт/очередь).
Отдельный тарифный коридор для энергоёмких ЦОД/АСУТП-нагрузок: предсказуемая мощность + скидка на сети при ДОУ/ДПМ-обязательствах по потреблению.
Возможность долгих прямых договоров с генерацией (без плясок вокруг статусности площадки близ АЭС).
Сигнал от ФСК/СО, что ближайшие 7–10 лет «нулевые окна» не исчезнут после реконструкций перетоков.
Площадки в глубине Кольского (подальше от соли), либо капитальные корпуса с нормальной фильтрацией, чтобы не «есть» окислы вентиляторами.
Если хотите, сделаю быструю «прикладную» проверку:
— актуальные ставки сетевых тарифов для 110 кВ: Мурманская vs Бурятия/Забайкалье;
— средняя цена РСВ и доля КОМ в конечном счёте за 2024–2025;
— публичные данные по свободной мощности на ключевых ПС.
#экспертноемнение
Короткий ответ: «нули» в Мурманске ≠ нулевой счёт для крупной фермы. Для майнинга решают не только спотовая энергия, но и мощность, сети, льготы и сроки присоединения. По этим параметрам Мурманск чаще проигрывает Бурятии/Забайкалью — поэтому BitRiver и подобные шли туда, а не на Кольский. Ниже раскладываю по полочкам, без прикрас.
Почему «нулевая» Мурманская энергия не привела туда большой майнинг
Нули не ваши.
«Нули» на РСВ/балансирующем появляются из-за локального избытка (Кольская АЭС + ГЭС) и сетевых ограничений. Но конечный платёж крупного потребителя — это «энергия + мощность (КОМ) + сети + надбавки/потери». Даже если энергия временами дешёвая, мощность и сети «съедают» экономику. Майнеру нужна 24/7 загрузка, а не охота за часами с нулём.
Точка присоединения — где взять 50–200 МВт «здесь и сейчас».
В Мурманской области свободной «лёгкой» мощности на 110–220 кВ немного, а тянуть под вас новые цепи — годы и миллиарды. Кольская АЭС — режимный объект, «воткнуться рядом» нельзя; ближайшие ПС часто уже заняты промышленниками. В Сибири/Забайкалье есть готовые брунфилды: бывшие промплощадки с живыми ГПП/РП, ячейками на 110 кВ, короткими отпайками и трансформаторами — приезжай и вешай свой КРУЭ/КРУ.
Регуляторика и льготы.
Бурятия и Забайкалье после включения в ДФО агрессивно предлагали ТОСЭР/СПВ-режимы: налоговые каникулы, снижение налога на прибыль/имущество, ускоренное техприсоединение, дешёвые земли. Плюс проще получить статус «ЦОД» вместо «майнинг» — с иным отношением властей и сетевиков. Это закрывает разницу в «сырой» цене киловатт-часа с лихвой.
Ценовой риск горизонта инвестиций.
Нули в Мурманске держатся пока есть узкие места. Как только ФСК/Россети усиливают перетоки в сторону Ленобласти/Карелии, локальный избыток уменьшается — и бизнес-кейс тонет. Инвестор предпочитает стабильный «минус рубль на сети» 10 лет, чем «сегодня ноль, завтра неизвестно».
Климат — не только холод, но и соль.
Холод — плюс, но близость Баренцева моря — соляной аэрозоль, коррозия, фильтрация, больше сервисных окон и капексов на корпуса/фильтры. Внутри Сибири воздух суше, мороз предсказуемей, пыль решается фильтрами дешевле, чем «соль+шторм».
Профиль генерации и диспетчеризация.
Кольская АЭС — базовая генерация с минимальной манёвренностью; при низком спросе кого-то будут ограничивать, и это не гарантирует вам «почти даром 24/7». В Сибири гидра и уголь проще закрывают спрос майнера без постоянных «качелей» по диспетчеризации.
Админресурс и скорость.
На Дальнем Востоке и в Забайкалье губернаторы реально «сопровождали» проекты: выделяли площадку у ПС, помогали с землёй, сетями, охраной. В Мурманске таких кейсов меньше, а рядом с АЭС порог согласований выше.
Почему BitRiver и ко выбрали Бурятию/Забайкалье
— Готовые промплощадки с «коротким» подключением на 110–220 кВ.
— ДФО-льготы и спецрежимы для ЦОД/ИТ-объектов.
— Длинные PPA/контракты с генерацией на понятных условиях.
— Локальные власти, которые решают «сегодня», а не «после 18 согласований».
— Климат без соли и с лёгким фрипуллингом на наружных контейнерах.
Что должно случиться, чтобы «большой майнинг в Мурманске» стал логичным
Выделенные «ЦОД-кластеры» у существующих ПС 110–220 кВ с подтверждённой свободной мощностью и типовыми техусловиями (под 50–150 МВт/очередь).
Отдельный тарифный коридор для энергоёмких ЦОД/АСУТП-нагрузок: предсказуемая мощность + скидка на сети при ДОУ/ДПМ-обязательствах по потреблению.
Возможность долгих прямых договоров с генерацией (без плясок вокруг статусности площадки близ АЭС).
Сигнал от ФСК/СО, что ближайшие 7–10 лет «нулевые окна» не исчезнут после реконструкций перетоков.
Площадки в глубине Кольского (подальше от соли), либо капитальные корпуса с нормальной фильтрацией, чтобы не «есть» окислы вентиляторами.
Если хотите, сделаю быструю «прикладную» проверку:
— актуальные ставки сетевых тарифов для 110 кВ: Мурманская vs Бурятия/Забайкалье;
— средняя цена РСВ и доля КОМ в конечном счёте за 2024–2025;
— публичные данные по свободной мощности на ключевых ПС.
Telegram
Энергетическая гостиная
#энергетикирекомендуют
⁉️⁉️⁉️ В то время, когда все страна раскрашена в красные цвета практически на всей территории, всё же стоит отметить отдельный островок «социализма» с ценой РСВ близкой к её отсутствию. И ещё там холодно 🥶. Так почему туда не выстраиваются…
⁉️⁉️⁉️ В то время, когда все страна раскрашена в красные цвета практически на всей территории, всё же стоит отметить отдельный островок «социализма» с ценой РСВ близкой к её отсутствию. И ещё там холодно 🥶. Так почему туда не выстраиваются…
❤6👍1
#экспертноемнение
#изчатаЭГ
#вответна t.me/energy_lounge/11500
Закинул в ИИ, может кто в теме прокомментирует по (возможным) ошибкам и недочетам:
Коротко: «чудес» нет — у нас дорого не потому, что китайцы бесплатно строят, а потому что на Дальнем Востоке (и в российской модели капвложений) накручено всё, что только можно. Ниже по пунктам:
1. Что входит в российские 411 млн ₽/МВт
Сам блок — лишь половина сметы. Из 128,8 млрд для Южно-Якутской ТЭС ~20 млрд руб. сразу уходит на газопровод-отвод и ЛЭП до единой энергосистемы.
Север и вечная мерзлота. Стройматериалы, техника и рабочие в Нерюнгри летят/едут за тысячи километров; «зимники» + подогреваемые фундаменты стоят дороже, чем дорожная пыль в прибрежной Фуцзяни.
Масштаб малыша. 313 МВт ≈ одна пятая китайского проекта (1320 МВт). Экономия от серийности здесь не работает.
Финансирование под ДПМ-ДВ. Рентабельность 12 % гарантируют, но банки дают рублёвые кредиты под 13-15 %. Проценты капитализируются — итоговая «стоимость проекта» публикуется уже с учётом будущих затрат на обслуживание долга.
Импорт и санкционный коэффициент. Газовые турбины приходят из КНР, логистика и страховка -- x1,3–1,4 к цене заводской таблички.
2. Почему китайские 41 млн ₽/МВт выглядят сказкой
Типовая «двойка-660». У SDIC в заливе Мэйчжоу это третья очередь; котёл, турбина, вспомогательные системы — серийные, локализация 95%.
Порт под боком, уголь в море. Топливо приходит балкерами, а линии выдачи мощности уже тянутся к мегаполисам южного Китая. Земля и инфраструктура — подарок от провинции как «инвестиционный стимул» (скрытая субсидия).
Кредит 3 % годовых от CDB. Китайские госбанки финансируют энергетику под околонулевую реальную ставку, проценты не входят в «static investment» цифру.
Дешёвый юань ≠ дорогой рубль. При пересчёте в рубли вы берёте биржевой курс 10,9 ₽/CNY (21 июня), но не учитываете, что юань внутри КНР покупает больше бетона и стали, чем рубль в Якутии — разница в паритете покупательной способности ±25-30 %.
3. А что с тибетской «мегагидрой»?
1,2 трлн CNY (≈170 млрд USD) за 60 ГВт кажутся почти «дёшево» (222 млн ₽/МВт), но:
Гидро не требует топлива 80 лет, окупается LCOE, а не €/МВт.
Масштаб сумасшедший, бетон и скальная порода — местные, рабочих тысячи, техника та же, что строила Санься.
В смету не попадают переселения, экология и политические издержки.
4. Дополнительные «невидимые» субсидии в КНР
Налоговые каникулы 5+5 лет для новой генерации.
Бесплатный/дешёвый земельный отвод и подключение к UHV-линиям оплачивает State Grid.
Страхование и валютный риск закрывают госгарантии — ЭР не считает их «капвложениями».
5. Итог
Разрыв больше половины объясняется логистикой, масштабом и дорогим рублёвым финансированием России.
Оставшаяся часть — это китайские преференции: дешёвый капитал, льготная земля, типовое оборудование.
Считать стоимость в пересчёте «₽/МВт» полезно, но — как сравнивать цену квартир без учёта района и ремонта.
#изчатаЭГ
#вответна t.me/energy_lounge/11500
Закинул в ИИ, может кто в теме прокомментирует по (возможным) ошибкам и недочетам:
Коротко: «чудес» нет — у нас дорого не потому, что китайцы бесплатно строят, а потому что на Дальнем Востоке (и в российской модели капвложений) накручено всё, что только можно. Ниже по пунктам:
1. Что входит в российские 411 млн ₽/МВт
Сам блок — лишь половина сметы. Из 128,8 млрд для Южно-Якутской ТЭС ~20 млрд руб. сразу уходит на газопровод-отвод и ЛЭП до единой энергосистемы.
Север и вечная мерзлота. Стройматериалы, техника и рабочие в Нерюнгри летят/едут за тысячи километров; «зимники» + подогреваемые фундаменты стоят дороже, чем дорожная пыль в прибрежной Фуцзяни.
Масштаб малыша. 313 МВт ≈ одна пятая китайского проекта (1320 МВт). Экономия от серийности здесь не работает.
Финансирование под ДПМ-ДВ. Рентабельность 12 % гарантируют, но банки дают рублёвые кредиты под 13-15 %. Проценты капитализируются — итоговая «стоимость проекта» публикуется уже с учётом будущих затрат на обслуживание долга.
Импорт и санкционный коэффициент. Газовые турбины приходят из КНР, логистика и страховка -- x1,3–1,4 к цене заводской таблички.
2. Почему китайские 41 млн ₽/МВт выглядят сказкой
Типовая «двойка-660». У SDIC в заливе Мэйчжоу это третья очередь; котёл, турбина, вспомогательные системы — серийные, локализация 95%.
Порт под боком, уголь в море. Топливо приходит балкерами, а линии выдачи мощности уже тянутся к мегаполисам южного Китая. Земля и инфраструктура — подарок от провинции как «инвестиционный стимул» (скрытая субсидия).
Кредит 3 % годовых от CDB. Китайские госбанки финансируют энергетику под околонулевую реальную ставку, проценты не входят в «static investment» цифру.
Дешёвый юань ≠ дорогой рубль. При пересчёте в рубли вы берёте биржевой курс 10,9 ₽/CNY (21 июня), но не учитываете, что юань внутри КНР покупает больше бетона и стали, чем рубль в Якутии — разница в паритете покупательной способности ±25-30 %.
3. А что с тибетской «мегагидрой»?
1,2 трлн CNY (≈170 млрд USD) за 60 ГВт кажутся почти «дёшево» (222 млн ₽/МВт), но:
Гидро не требует топлива 80 лет, окупается LCOE, а не €/МВт.
Масштаб сумасшедший, бетон и скальная порода — местные, рабочих тысячи, техника та же, что строила Санься.
В смету не попадают переселения, экология и политические издержки.
4. Дополнительные «невидимые» субсидии в КНР
Налоговые каникулы 5+5 лет для новой генерации.
Бесплатный/дешёвый земельный отвод и подключение к UHV-линиям оплачивает State Grid.
Страхование и валютный риск закрывают госгарантии — ЭР не считает их «капвложениями».
5. Итог
Разрыв больше половины объясняется логистикой, масштабом и дорогим рублёвым финансированием России.
Оставшаяся часть — это китайские преференции: дешёвый капитал, льготная земля, типовое оборудование.
Считать стоимость в пересчёте «₽/МВт» полезно, но — как сравнивать цену квартир без учёта района и ремонта.
Telegram
Энергетическая гостиная
#вответна t.me/pere_tok/1201
началось строительство третьей электростанции SDIC в заливе Мэйчжоу мощностью 2×660 МВт (сверхкритические угольные установки) с общим объемом инвестиций более 5 млрд юаней
Курс юаня к рублю 10,9 (21.06). Стоимость проекта 54…
началось строительство третьей электростанции SDIC в заливе Мэйчжоу мощностью 2×660 МВт (сверхкритические угольные установки) с общим объемом инвестиций более 5 млрд юаней
Курс юаня к рублю 10,9 (21.06). Стоимость проекта 54…
👍7🐳1