http://ter-m.ru/news/ Thu, 04 Jan 2018 19:36:57 +0300 HostCMS http://ter-m.ru/news/593/   Приказом и.о. министра энергетики РФ С.И. Шматко от 16 мая 2012 года утверждена Комплексная программа развития электроэнергетики Дальневосточного федерального округа на период до 2025 года. Программа определяет развитие отрасли на указанный период на основе программ развития регионов, с учетом современного состояния топливно-энергетического комплекса регионов Дальневосточного федерального округа. Документ разработан во исполнение поручения Председателя Правительства Российской Федерации В. В. Путина от 19 марта 2011 года в целях сокращения инфраструктурных ограничений препятствующих социально-экономическому развитию федерального округа и создания условий для комплексного социально-экономического развития ДВФО. В рамках реализации программы планируется до 2025 года ввести в работу 4 195 МВт новых генерирующих мощностей, 14 850 км линий электропередачи различных классов напряжения, 8 295 МВА трансформаторных мощностей. Это в совокупности с другими мероприятиями позволит увеличить коэффициент использования установленной мощности (КИУМ) тепловых электростанций с 39% (3400 часов) до 54% (4730 часов), отпуска энергии гидроэлектростанций в ОЭС Востока на 47% с 8,6 млрд. кВт/ч в 2011 году до 12,7 млрд. кВт/ч, уменьшить фактический резерв электрической мощности с учетом необходимого дополнительного ввода генерирующих мощностей с 67% до 33%. Также в результате выполнения программы должна произойти оптимизация режимов работы оборудования энергосистем Дальнего Востока для снижения потерь за счет большей загрузки ГЭС и снижения конденсационной выработки ТЭЦ. Кроме того, должно произойти снижение удельных расходов топлива на выработку 1 кВт/ч на 15% за счет ввода новых эффективных генерирующих и вывода неэффективных мощностей. Источник: ИА INFOLine (по материалам Министерства энергетики РФ), 17.05.2022 Thu, 17 May 2012 18:07:00 +0400 http://ter-m.ru/news/593/ http://ter-m.ru/news/594/   Во вторник и. о. первого вице-премьера Игорь Шувалов подписал поручение, в очередной раз сдвигающее срок пересмотра долгосрочных RAB-тарифов на передачу электроэнергии — с 1 июля на 1 ноября. Согласно документу, с которым удалось ознакомиться «Ъ», ФСТ и Минэкономики должны в недельный срок представить проект нормативного правового акта, переносящего срок на 1 ноября. Тем не менее, с 1 июля до 1 ноября тарифы для сетей будут повышены на те же 11%, что и предполагалось — «не выше уровня прогноза социально-экономического развития», но это будет сделано в рамках простой индексации. RAB-тарифы, учитывающие необходимость возврата инвестиций и позволяющие сетевикам прогнозировать доходы на несколько лет вперед, появятся лишь к концу осени. ФСТ занимается «перезагрузкой» долгосрочных тарифов сетей с начала года. Предыдущая версия тарифов, которая должна была действовать с 2011-го по 2016 год, оказалась неактуальной после того, как правительство приняло решение резко ограничить рост конечных цен на электроэнергию. Предполагалось, что финальная версия «перезагруженного RAB» появится уже к 1 апреля, но чиновники, регионы и госкомпании не смогли их согласовать. Чтобы ФСТ согласовала параметры RAB, сетевая компания должна соответствовать ряду критериев, например, поддерживать уровень заимствований в определенных рамках (не более четырех EBITDA и не менее четверти размера инвестированного капитала) и располагать согласованной инвестпрограммой до 2018 года. Уже к середине апреля стало очевидно, что распредсети запаздывают с согласованием инвестпрограмм. На тот момент у 19 компаний программы не были утверждены Минэнерго, а у восьми — региональными властями. На прошлой неделе ФСТ опубликовала проект приказа об отказе в согласовании долгосрочных параметров RAB — из-за отсутствия утвержденных инвестпрограмм под него должны были попасть 16 компаний и региональных филиалов межрегиональных распредсетевых компаний (МРСК), в том числе МОЭСК и «Ленэнерго» (распредсети Москвы и Петербурга), а также «Кубаньэнерго», строящая инфраструктуру к Олимпийским играм 2014 года. На пятницу было запланировано заседание правления ФСТ по этому вопросу. Поручение Игоря Шувалова даст МРСК заметную отсрочку. По данным «Ъ», о ней попросил глава Федеральной сетевой компании (ФСК) Олег Бударгин. На прошлой неделе правительство решило передать «Холдинг МРСК» в управление ФСК, и господин Бударгин сразу попросил придержать индексацию тарифов во избежание «несбалансированных решений». Теперь ФСК возьмет процесс под свой контроль: в недельный срок Минэкономики должно представить проект директивы членам совета директоров «Холдинга МРСК», чтобы они поручили ФСК обеспечить подачу заявок на согласование RAB-тарифов распредсетей. Одновременно Игорь Шувалов фактически отменил возможный перевод части региональных распредсетей с RAB-тарифов на индексацию НВВ. Такой механизм предполагался для регионов, не согласовавших инвестпрограммы, но теперь решено применять его только в «исключительных случаях». Вошедшим в число исключений придется несладко: для этих организаций распоряжение Игоря Шувалова предписывает обеспечить индексацию на уровне прогнозной инфляции, то есть 6%. Сейчас на RAB-тарифы переведены ФСК и большинство региональных филиалов МРСК, но многие территориальные сетевые организации (ТСО), принадлежащие частным и муниципальным инвесторам, остаются пока на менее выгодных тарифах. По мнению старшего аналитика ФК «Открытие» Сергея Бейдена, сдвиг сроков был ожидаем, в частности, потому что в правительстве сейчас окончательно не понимают, как будет развиваться ситуация с передачей «Холдинга МРСК» под управление ФСК и с возможным в будущем слиянием компаний. Кроме того, аналитик отмечает, что если идея с приватизацией МРСК все же сохранится, RAB-тарифы важны для обеспечения интереса инвесторов к этим активам. Источник: Газета «Коммерсантъ», № 87 (4872), 17.05.2022 Thu, 17 May 2012 18:07:00 +0400 http://ter-m.ru/news/594/ http://ter-m.ru/news/595/   Российские энергокомпании завершили сезон отчетности по российским стандартам бухучета (РСБУ) за минувший год. Наибольший интерес, конечно, эти результаты вызывали с точки зрения тех неоднозначных событий, которыми данный период изобиловал. С одной стороны, именно в минувшем году должна была наступить полная либерализация оптового рынка, принеся с собой те обещанные инвесторам бонусы реформы РАО «ЕЭС», ради которых они вкладывали деньги в отрасль. С другой стороны, кризисные явления в мировой экономике и, что особенно важно, изменения во внутренней политике государства в отношении электроэнергетиков заставили говорить о работе последних в условиях форс-мажора. Может быть, поэтому большинство экспертов затрудняются определить, каким же все-таки был минувший год для компаний с точки зрения их финансовых результатов. В ожидании потерь Недополученную выручку минувшего года в отрасли начали считать еще до его начала, когда осенью 2010 года правительство решило оставить себе право увеличивать долю электроэнергии, поставляемой генератором на оптовый рынок по регулируемым договорам (то есть по цене, определяемой Федеральной службой по тарифам) в объеме до 35% от общей выработки. Затем последовали другие меры, направленные на сдерживание роста тарифов на электроэнергию, среди которых выделяется отмена инфляционной индексации для вторичной мощности и сокращение платы за работу генерации в так называемом вынужденном режиме, при котором убыточные электростанции нельзя вывести из эксплуатации в силу их социальной значимости. В результате данных мер, по оценкам властей, энергетики недосчитались в своей запланированной выручке в целом около 64 млрд. руб., из которых примерно треть пришлась на долю тепловой генерации. Что же касается отдельных компаний, то даже у ОАО «Э.ОН Россия», получившего в ходе реформы РАО «ЕЭС» не такие уж изношенные на общем фоне электростанции и к тому же успевшего ввести в строй новые эффективные мощности, по оценке его главы Сергея Тазина, недополученная выручка составила около 1 млрд. руб. Правда, можно еще напомнить и о том, что сам факт вмешательства государства в строящиеся рыночные отношения носил для отрасли не только деморализующий характер, но и оказал вполне реальное финансовое влияние — прежде всего, с точки зрения инвестиционной привлекательности компаний, капитализация которых в течение минувшего года рухнула в полтора, а то и в два раза. Хотя крупнейшие игроки, проводившие реорганизацию своих дочерних обществ или сделки по слияниям и поглощениям, последствия таких биржевых падений также были вынуждены занести в графу убытков. Убытки на бумаге Например, наши крупнейшие госхолдинги по итогам минувшего года предпочитали говорить не об убытках, а о скорректированной чистой прибыли. Так, ОАО «ФСК ЕЭС», получившее в соответствии с отчетом чистый убыток в 2,5 млрд. руб., без учета так называемых бумажных убытков, связанных, в частности, с переоценкой активов, объявило о прибыли в 33 с лишним млрд. руб., которая по сравнению с минувшим годом выросла на треть. А у «РусГидро» чистая прибыль, сократившаяся в 2011 году на 19%, после соответствующей коррекции, напротив, показала 11-процентный рост. Да и у «Интер РАО ЕЭС» вместе с холдингом МРСК, насчитавших за год по российским стандартам миллиардные убытки, в финансовой отчетности по международным стандартам (МСФО) обнаружились десятки миллиардов чистой прибыли, выросшей к тому же соответственно в 2,2 раза и на 14%. Выручка упомянутых компаний, кстати, тоже выросла: от 4% у «РусГидро» до 24% у ФСК ЕЭС. То есть, несмотря на правительственные меры, увеличение объемов производимой и передаваемой по сетям энергии в совокупности с ростом цен на соответствующие продукцию и услуги, энергетики рост выручки все же обеспечили. А практически все крупные сетевые холдинга МРСК, благодаря переходу в 2010-2011 гг. на тарифное RAB-регулирование (на основе нормы доходности инвестированного капитала), увеличили и чистую прибыль. Если же вернуться к генерирующим компаниям, которые от вышеупомянутых мер должны были пострадать в первую очередь, то крупнейшие из них — все пять ОГК  (см. таблицу) — не только не оказались в убытке, но и чистую прибыль сумели нарастить, причем уже упомянутая «Э.ОН Россия» — даже более чем на 40%. И практически все компании связывают увеличение выручки прежде всего с ростом выработки электроэнергии и цен в нерегулируемом секторе. Исключение составила разве что ОГК-2, завершившая в минувшем году объединение с традиционно более слабой по финансовым показателям ОГК-6. Правда, среди факторов, вызвавших ее слабые результаты, аналитик Deutsche Bank Дмитрий Булгаков отмечает, прежде всего, аварию на Троицкой ГРЭС летом прошлого года, которая привела к резкому снижению выработки на станции электричества и росту ремонтных расходов, а также общий рост конкуренции на рынке, который оказывает понижающее давление на выработку и выручку ОГК-2. «Менеджменту компании, на наш взгляд, нужно уделять большее внимание контролю за операционными затратами и снижению топливных издержек», — отметил эксперт. Тепловой удар В отличие от оптовых генерирующих компаний, территориальные (ТГК) разделились практически пополам на прибыльные и убыточные, причем первые свою прибыль по отношению к предыдущему году в основном сократили, а вторые свой убыток увеличили. И если объяснение относительного благополучия для всех ОГК примерно одно и то же — указанное выше, — то у ТГК причины неудач индивидуальны, хотя бы, к примеру, из-за абсолютно разного географического расположения, состояния генерирующих мощностей или политики акционеров. Впрочем, общее слабое место ТГК, как известно, именно в комбинированном цикле производства электрической и тепловой энергии, причем доля последней в выручке может доходить до половины. В то время как в отличие от электроэнергетики никаких более или менее эффективных механизмов привлечения инвестиций в тепловое хозяйство не создано, а возможность капиталовложений жестко ограничена предельным ростом коммунальных тарифов, который, кстати, по оценкам самих энергетиков, ниже себестоимости содержания тепловых сетей, и без того находящихся в плачевном состоянии. Немаловажным отягчающим фактором, негативно влияющим на финансовую жизнь ТГК, можно также с уверенностью назвать огромную дебиторскую задолженность управляющих компаний за поставленное тепло. Реформа электроэнергетики, как отметил представитель одной из ТГК, совершенно не коснулась производства тепла, скорее даже усугубив ситуацию в этом секторе. И в первую очередь это касается платы за предоставленную мощность, которая у тепловой генерации, работающей в комбинированном режиме, с окончанием отопительного сезона падает значительно ниже установленной мощности. Поэтому неудивительно, что теплоэнергетики, потеряв доходы от более выгодного производства электроэнергии, просто не смогли компенсировать затраты на производство тепла. Исключением можно считать лишь «Мосэнерго», в очередной раз добившееся позитивной финансовой динамики. Но тут, конечно, случай особый и в силу работы в крупнейшем городе страны с большой плотностью населения, и в силу финансовых возможностей Газпрома, уже позволивших ввести новые эффективные мощности. Обманчивые успехи Впрочем, казалось бы, за большинство энергокомпаний, показавших по итогам года положительные результаты вопреки всем жалобам на правительственные решения и печальные прогнозы, все же можно только порадоваться. Если бы не одно но. Например, по мнению аналитика HSBC Дмитро Коновалова, деятельность компаний характеризует отнюдь не показатель чистой прибыли, а наличие свободного денежного потока, которого у подавляющего большинства как раз и нет в связи с необходимостью значительных капитальных затрат (так называемый capex), например, на реализацию обязательных инвестпрограмм в рамках договоров о предоставлении мощности (ДПМ), которые должны быть завершены в 2015 году. И лишь после этого свободный денежный поток может появиться. То же самое относится и к сетевым компаниям, которые в соответствии с регулированием по методу RAB (на основе нормы доходности инвестированного капитала) получают тарифы исходя из необходимых капиталовложений. «У МРСК формально огромные капексы, которые еще даже не просчитаны. Поэтому прибыль 311 млн. руб. у МРСК Сибири, для которой капекс может исчисляться миллиардами, это просто слезы», — отмечает Д.Коновалов. Поэтому об успешности минувшего года можно судить еще и по наличию дивидендов, которые большинство энергокомпаний по-прежнему не выплачивает. Кто-то из-за отсутствия прибыли как таковой, кто-то , как «Интер РАО», ссылаясь на «бумажные убытки». А те, кто выплачивает, вряд ли могут направить на эти цели значительные средства. Например, дивидендную доходность «РусГидро», получившей 36 млрд. руб. прибыли и обязанной в соответствии с утвержденной политикой не менее 5% этой суммы направить на выплату дивидендов, Д.Коновалов с учетом капитализации компании оценил менее чем в 1%. «Для сравнения могу сказать, на днях чешский СEZ отчитывался, у них дивидендная доходность в районе 6%. У нас первые нормальные дивиденды утвердила „Э.ОН Россия“, у которой дивидендная доходность получается в районе 2 с небольшим процентов. То есть в принципе похвастаться нечем», — констатировал аналитик. И о погоде В заключение хотелось бы написать о прогнозах и ожиданиях по итогам текущего года, но с учетом столь неоднозначных событий и результатов года минувшего, это дело предоставляется совсем уж неблагодарным. Тем более принимая во внимание уже произошедшие и еще предстоящие изменения в верхних эшелонах российской власти. К тому же, например, тарифные решения по сетевым компаниям на II полугодие 2012 года, которые во многом должны определить их финансовые результаты, еще не приняты и будут известны лишь после 1 июня. И все же, что касается генерирующих компаний, то, на взгляд Д.Булгакова, уже сейчас можно сказать: первая половина текущего года будет непростой в первую очередь для тех, что расположены в европейской части РФ, каковых, кстати, большинство. Главную проблему для них представляет отрицательная динамика на спотовом рынке электроэнергии. «Здесь цены за первые четыре месяца упали на 11% к тому же периоду прошлого года, и это будет оказывать понижающее давление на прибыльность и рентабельность генераторов», — отмечает Д.Булгаков. Зато компании с большим количеством новых мощностей, на его взгляд, смогут компенсировать снижающиеся цены на электроэнергию более высокими ценами по ДПМ. А второе полугодие, по мнению аналитика, обещает быть гораздо более комфортным из-за индексации цены на газ и на мощность с 1 июля 2012 года. В целом же отрасль, по мнению Д.Коновалова, нуждается в решениях, определяющих стратегию ее развития. Прежде всего речь идет о финансировании тех самых затрат, ради которых затевалась реформа РАО «ЕЭС». «Этот капекс может финансироваться со стороны государства и со стороны частных инвесторов. Сегодня мы движемся, скорее, в сторону консолидации и усиления государственного управления, потому что приватизация в принципе оказалась не слишком удачной, и трудно назвать успешные приватизированные компании, кроме разве что „Э.ОН Россия“, — отметил аналитик. Впрочем, каких-либо судьбоносных решений, на его взгляд, в ближайшее время ждать не приходится. «Думаю, до осени все будет достаточно консервативно, в тренде прошлого года. Хотя и осенью судьбоносные решения вряд ли появятся. Нужно изменение стратегического направления. Не просто ограничение роста тарифов, а четкое понимание, насколько они будут расти и почему. Я пока этого не вижу», — заявил эксперт. Источник: РБК, 16.05.2022 Thu, 17 May 2012 18:07:00 +0400 http://ter-m.ru/news/595/ http://ter-m.ru/news/587/   Электросетевой комплекс может быть выведен из подчинения Минэнерго, а руководство им поручено новому агентству по инфраструктуре, рассказал РБК daily источник в энергетической отрасли. Идея активно обсуждается в рамках разработки новой структуры правительства, которое возглавит Дмитрий Медведев, пояснил он. Такой проект деления полномочий действительно обсуждался в апреле, подтверждает источник в правительстве, но, насколько идея актуальна сейчас, он не уточнил. Представитель Мин­энерго не стал комментировать ситуацию. Логика создания специального правительственного агентства по инфраструктуре понятна: координация управления в одном месте должна способствовать повышению эффективности регулирования сектора. Синхронное развитие непроизводственных направлений, как электросетевое, автодорожное, трубопроводное хозяйства, способно дать толчок в развитии промышленности. Идея была, но в настоящий момент вопрос неактуален, утверждает сотрудник аппарата кабмина. Дмитрий Медведев, пообещавший кардинально обновить состав правительства, представит свои кадровые предложения президенту Владимиру Путину 15 мая. Не исключено, что пока «объединенная ФСК» останется в зоне ответственности Минэнерго, а вопрос о создании «госагентства по инфраструктуре» будет решен позднее. В настоящий момент не принципиально, кто будет курировать электросетевой комплекс, — вопрос в принципиальных решениях о пути развития сектора, полагает чиновник экономического блока правительства. На прошлой неделе стало известно о грядущей передаче Холдинга МРСК в управление ФСК. Решение властей должно привести к ликвидации исполнительного аппарата холдинга, управлять и распределительными, и магистральными сетями будет одна команда менеджеров. При негативном сценарии сменятся лишь люди, система функционирования сектора не претерпит существенных изменений. Сейчас нужно сосредоточиться на решении ключевых проблем: перекрестного субсидирования, «последней мили» и т.д. Этот путь не требует обязательной консолидации распредсетевых компаний на базе ФСК, и не принципиально, какая госструктура будет курировать сетевое хозяйство, добавляет собеседник в экономблоке правительства. В случае создания инфраструктурного мегаагентства ключевым будет вопрос об уровне его полномочий, отмечает ведущий эксперт Центра политической конъюнктуры Дмитрий Абзалов. По логике орган должен будет получить, например, полномочия Федеральной службы по тарифам. Его создание обескровит профильные ведомства за счет перехода наиболее компетентных специалистов. В этом случае глава мегаагентства станет одним из самых влиятельных правительственных чиновников. Без тарифных полномочий оказать влияние на ситуацию в профильных секторах новой структуре не удастся, полагает г-н Абзалов. Против создания агентства, очевидно, выступят менеджеры инфраструктурных компаний, уже наработавшие механизмы общения с чиновниками. Создание агентства вынудит их искать новые пути для получения необходимых решений, отмечает эксперт. Источник: РБК daily, 14.05.2022 Tue, 15 May 2012 18:07:00 +0400 http://ter-m.ru/news/587/ http://ter-m.ru/news/588/   Правительство РФ поручило к четвертому кварталу текущего года разработать правила определения цены электроэнергии, получаемой с помощью возобновляемых источников энергии (ВИЭ). Об этом говорится в утвержденном кабинетом министров плане мероприятий по внесению изменений в закон об электроэнергетике, размещенном в субботу в банке федеральных нормативных и законодательных актов. В соответствии с документом, к четвертому кварталу 2012 года Федеральная служба по тарифам, Минэнерго, Минпромторг, Минэкономразвития, Федеральная антимонопольная служба и госкорпорация Росатом должны представить в правительство поправки в постановление о ценообразовании в электроэнергетике. Эти поправки должны определить правила расчета и применения надбавок к равновесной оптовой цене электроэнергии, произведенной поставщиками, работающими на основе ВИЭ. Правительство РФ в 2009 году утвердило план, согласно которому к 2020 году объем электроэнергии, вырабатываемой на основе ВИЭ, должен вырасти до 4,5% с менее чем 1%. Источник: РИА Новости, 14.05.2022 Tue, 15 May 2012 18:07:00 +0400 http://ter-m.ru/news/588/ http://ter-m.ru/news/589/   В ближайшем будущем российские энергетические компании столкнутся с рядом трудностей, связанных с общей политикой государства, направленной на достижение равенства внутренних и экспортных цен на газ за вычетом экспортных пошлин и транспортных затрат, так называемых цен нетбэк. Согласно постановлению правительства 2007 года, обеспечить равную доходность поставок газа на внешний и внутренний рынки планировалось к январю 2011-го путем серии повышений внутренних тарифов, однако достичь этого не удалось. В октябре прошлого года глава Федеральной службы по тарифам Сергей Новиков говорил о достижении равнодоходных цен на газ уже не ранее 2015-2018 годов. В своем исследовании от 10 апреля 2012 года аналитики HSBC (Дмитро Коновалов, Аниса Редман и Ильдар Хазиев) основывались на долгосрочном прогнозе цены на нефть в 90 долл./барр. и ежегодном повышении внутренних цен на газ на 15%, при этом эксперты HSBC ожидают достижения ценового паритета до 2017 года. При определенных условиях возможно отклонение от прогнозируемой аналитиками HSBC стоимости акций российских генерирующих компаний (ОАО «Э.ОН Россия», ОАО «Энел ОГК-5», ОАО «Интер РАО ЕЭС», ОАО «ОГК-2» и ОАО «РусГидро»). В связи с этим эксперты HSBC рассматривают три варианта развития событий с достижением ценового паритета к 2015, 2020 и 2023 годам. Тем не менее только первый и последний сценарии способны существенно снизить прогнозируемую HSBC стоимость акций. Первый сценарий с достижением ценового паритета к 2015 году подразумевает законодательное изменение самого понятия экспортной цены — нетбэк, которая сейчас представляет собой среднюю экспортную цену «Газпрома» за вычетом экспортной пошлины (30%) и транспортных расходов. Данная формула не учитывает разницу между ставкой налога на добычу полезных ископаемых (НДПИ) для независимых производителей и значительно более высокой ставкой для «Газпрома» как собственника Единой системы газоснабжения. В 2012, 2013 и 2014 годах независимые производители будут платить НДПИ в размере 251, 265 и 278 руб. за 1 тыс. куб. м газа соответственно, тогда как «Газпрому» правительство установило ставку в размере 509, 582 и 622 руб. соответственно (на момент выхода статьи Правительством уже было объявлено о повышении данных ставок со второй половины 2013 года). Таким образом, «Газпром» уже в этом году платит на 258 руб. за 1 тыс. куб. м больше по НДПИ, чем остальные компании. По мнению экспертов HSBC, если предположить, что повышенная ставка НДПИ для «Газпрома» будет применяться исключительно в отношении экспортируемого газа, а поставляемый им на внутренний рынок газ будет облагаться тем же налогом, что и у независимых производителей, и соответствующая разница в ставках будет принята во внимание при определении экспортной цены, то она в этом году составит 191 долл. за 1 тыс. куб. м против 209 долл. без учета этой разницы. Если же при этом еще учитывать возможное повышение ставки НДПИ на газ до уровня, который позволит изымать в бюджет до 80% от роста внутренних цен на газ, о котором говорил министр финансов Антон Силуанов, то, по мнению аналитиков, при введении соответствующих изменений в налоговое законодательство с 2015 года экспортная цена упадет в 2015 году до 108 долл. за 1 тыс. куб. м (предполагаемая стоимость нефти 100 долл./барр.). Чтобы добиться ценового паритета при таком развитии событий, в 2015 году нужно будет добавить всего 5% к уже утвержденному на период 2012-2014 годов ежегодному повышению внутренних тарифов на 15%. Данный сценарий может привести к наибольшему отклонению от прогнозируемой аналитиками стоимости акций в сторону снижения. Второй сценарий строится на том, что цена на нефть будет держаться на уровне 120 долл./барр., а государство продолжит политику ежегодного увеличения стоимости газа на внутреннем рынке на 15% вплоть до 2020 года, когда и будут достигнуты равнодоходные цены на газ. Впрочем, аналитики ставят под вопрос возможность российской экономики справиться с таким быстрым повышением внутренних тарифов на газ. Достижение ценового паритета в 2023 году предусматривается в рамках третьего сценария, что также совпадает с данными объявленной «Энел» стратегии на 2012-2016 годы. Данный вариант представляется возможным с учетом заложенной в федеральный бюджет цены на нефть в 100 долл./барр. и ежегодного повышения внутренних тарифов на газ на 7% после 2014 года, что позволит достичь в 2023 году экспортной цены в 173 долл. за 1 тыс. куб. м. По итогам исследования влияния возможных сценариев на российские генерирующие компании специалисты HSBC рекомендуют покупать акции «Э.ОН Россия» (прогнозируемая цена акции — 3,70 руб.), «Интер РАО ЕЭС» (0,05 руб.) и «РусГидро» (1,78 руб.), держать акции «Энел ОГК-5» (2,46 руб.) и продавать ОАО «ОГК-2» (0,88 руб.). По мнению HSBC, при высоких ценах на нефть достижение ценового паритета на газовом рынке выглядит менее скорым, чем в прогнозе «Газпрома» на 2012-2014 годы, если только не будет введено определение нетбэк на газ или не будут установлены значительно более низкие цены на нефть. Оба этих фактора могли бы позволить достигнуть ценового паритета путем меньшего повышения внутренних цен на газ, чем это было запланировано правительством. Даже если учесть сценарий весьма быстрого достижения паритета при твердой внутренней цене на газ после 2015 года, снижение показателей, определенных специалистами HSBC, по компаниям «Интер РАО ЕЭС», «РусГидро» и «Э.ОН Россия» составит не более 14% благодаря разнообразию источников дохода и географической диверсификации. Однако результаты по компаниям «ОГК-2» и «Энел ОГК-5» могут существенно снизиться, на 19% и 39% соответственно. Компания «Энел ОГК-5» представляется аналитикам наименее защищенной в случае меньшего, чем ожидалось, повышения цен на газ и электроэнергию, так как ее источники дохода недостаточно диверсифицированы, к тому же она имеет наименьшие инвестиционные программы в этом секторе. Плата за мощность составляет всего 14% от ее общего объема продаж. Более того, все ее активы сосредоточены в первой ценовой зоне (зона Европы и Урала), включая крупнейшую тепловую электростанцию России «Рефтинская ГРЭС» (3,8 ГВт), работающую на твердом топливе. Работа крупнейшего энерговырабатывающего предприятия компании на угле дополнительно усложняет ситуацию ввиду того, что снижение цен на газ и электроэнергию не будет компенсироваться снижением затрат самой компании. В то же время компания «Интер РАО ЕЭС» является, по мнению экспертов, наиболее защищенной. Даже в случае изменения формулы НДПИ компания рискует потерять всего 6% от прогнозируемой стоимости. Несмотря на то что прогнозируемая доля платы за мощность составляет у «Интер РАО ЕЭС» всего 5%, другие бизнес-активы компании способны сгладить негативное влияние низких цен на газ и электроэнергию. Аналитики также считают необходимым принимать во внимание некоторую неопределенность в сфере тарифов и изменение системы регулирования в 2011 году, что не могло не отразиться на инвестиционной привлекательности данного сектора. В случае объявления правительством более низкого повышения внутренних цен на газ, чем планировалось, следует ожидать, по мнению экспертов, дополнительного снижения котировок генерирующих компаний из-за негативного настроя рынка. По расчетам аналитиков, это может привести к снижению результатов еще на 15% в дополнение к вышеизложенным вариантам развития событий. Источник: «НГ-Энергия», 15.05.2022 Tue, 15 May 2012 18:07:00 +0400 http://ter-m.ru/news/589/ http://ter-m.ru/news/590/   Одновременное производство тепла и электроэнергии — когенерация ведет к значительной экономии потребляемого топлива, что является одним из основных стимулов для внедрения этой технологии. Возможность расположения мини-теплоэлектростанций вблизи точки потребления энергии позволяет снизить нагрузку на сеть и избежать вложений в новые теплотрассы и электрические сети. Время строительства малых энергообъектов существенно меньше по сравнению с крупными электростанциями, что ведет к оперативному реагированию на рост потребления энергии в регионе. Однако, несмотря на положительные аспекты, наличие опробованных технологий и проектных решений, для развития сектора когенерации в стране прежде всего необходима законодательная база, а также долгосрочная государственная стратегия и поддержка. В Европе сектор когенерации наиболее развит в Дании, Нидерландах и Финляндии. Согласованная и ясная стратегия развития и последовательные действия правительств данных стран по стимулированию внедрения когенерационных технологий привели к ожидаемым результатам. Лидер по развитию когенерации в Европе — Дания, где более 45% электричества и практически 80% тепла вырабатывается в совместном режиме. Страна нереализованных возможностей В России большая когенерация представляет собой хорошо развитый сектор (не лишенный своих проблем и возможностей для оптимизации) — порядка 500 ТЭЦ составляют около трети от общей установленной мощности в России. В данном материале хотелось бы отдельно отметить сегмент малой когенерации. Огромная территория России, изношенность основных фондов в электроэнергетике, сложности в получении разрешения на новое подключение к сети, казалось бы, должны стимулировать частных инвесторов на вложение в когенерацию, особенно учитывая тот факт, что период окупаемости проекта составляет около 4-6 лет. Однако практика российских реалий далека от теоретических рассуждений о положительных эффектах внедрения комбинированного производства электроэнергии и тепла. Многие из факторов, тормозящих развитие данного сектора в России, давно известны (рис. 1). Это и отсутствие тщательно проработанной законодательной базы, и административные барьеры, и сложности в получении доступа к газовым сетям. Несмотря на то, что необходимость развития малой энергетики упоминается в постановлениях правительства и поручениях президента с 2007 года, многие правовые аспекты и практические вопросы так и остались неразрешенными. Малая энергетика — угроза энергетике большой? Сколько бы ни обсуждали необходимость развития малой энергетики в высших кругах, на практике решения принимаются исходя из соображений следующего характера. Крупные промышленные потребители, присоединенные к сетям высокого напряжения и покупающие энергию на оптовом рынке или имеющие собственную генерацию, оставляют значительную брешь в доходах компании большой энергетики. Уход крупных потребителей особенно больно ударяет по сетевым и сбытовым компаниям, увеличивая их кассовые разрывы, из-за несвоевременной оплаты счетов частными потребителями. Уход крупных потребителей в собственную генерацию в попытке защититься от роста тарифов на электроэнергию также ведет к увеличению доли котлового тарифа на передачу электроэнергии для других категорий потребителей. Учитывая социальный и политический аспект роста цен на электроэнергию для бытовых потребителей, региональные власти зачастую прибегают к различным ухищрениям, дабы не упустить крупных потребителей в свободное плавание. Генерация электроэнергии промышленными предприятиями Генерировать самим выгодно, потому что дорого покупать. И будет еще дороже. Доля электростанций больших предприятий в общей выработке электроэнергии составила немногим меньше 6% по итогам 2011 года. В то время как общая выработка увеличилась на 1,5% в сравнении с 2010 годом, электростанции больших предприятий увеличили выработку на 4,5%. Это наглядно демонстрирует тенденцию к развитию собственной генерации. В начале 2012 года тарифы на электроэнергию выросли на 17,5%, хотя оптовые цены остались на уровне, близком к прошлогоднему. Основная причина роста цен — изменение тарифов сетевых и розничных компаний. Учитывая, что порядок формирования розничной составляющей существенно изменился с принятием постановления правительства № 877 от 4 ноября 2011 года, вероятны пересмотр бизнес-планов и инвестиционных программ сетевых компаний и изменения тарифов на передачу энергии. Учитывая, что многие крупные промышленные потребители уже закупают энергию на оптовом рынке или генерируют сами, бремя повышенных тарифов ляжет, вероятнее всего, на коммерческих и отчасти бытовых потребителей. По свидетельству В.Полякова, генерального директора ООО «Когенерация.Ру» (интернет-портал http://www.cogeneration.ru), «в целом можно отметить динамику разворота нормативной базы отрасли в сторону потребителей энергоресурсов, в частности, разработаны и постоянно совершенствуются четкие регламенты процедур присоединения к инженерно-техническим сетям (электрические, тепловые, газовые сети)». Однако возможности для осложнения жизни потребителям остаются. Для того чтобы в полной мере воспользоваться своими правами, необходимо детальное знание всей законодательной базы. Например, в случае ответа об отсутствии технической возможности присоединения к сети «в целях проверки обоснованности отказа в выдаче технических условий правообладатель земельного участка вправе обратиться в уполномоченный федеральный орган исполнительной власти по технологическому надзору за соответствующим заключением» (постановление правительства РФ от 13 февраля 2006 г. № 83). Государственные органы, обладающие законодательной инициативой, не рассматривают малую энергетику как самостоятельный субъект права. Вследствие этого при строительстве собственной генерации возникает множество специфических проблем. «Самой большой проблемой является оплата услуг по передаче электроэнергии через так называемый котловой тариф. Таким образом, на электростанции, стоящие непосредственно у потребителя, но принадлежащие иному хозяйствующему субъекту, возлагают такой же тариф, как и на потребителя, находящегося в сотнях километров от питающего центра», — заключает В.Поляков. Строительство собственной теплоэлектростанции в таких условиях похоже на бесконечную борьбу с ветряными мельницами, воздвигаемыми бюрократией всех уровней. Многие потенциальные владельцы собственных мини-когенерационных установок зачастую опускают руки и продолжают платить за энергию втридорога. Тепло и электроэнергия — параллельные миры. Как найти точку соприкосновения? Производство и продажа электроэнергии — сектор конкурентный и открытый для новых участников. Вслед за реформированием сектора электроэнергии российские власти разрабатывают новую законодательную базу для сектора теплоснабжения. Федеральный закон 190-ФЗ «О теплоснабжении» был принят в июле 2010 года. Однако, по свидетельству В.П. Басова, главного эксперта Дирекции по ценообразованию и экономике в электроэнергетике АПБЭ (Агентства по прогнозированию балансов в электроэнергетике), «прежде всего необходимо завершить разработку пакета подзаконных нормативных документов в развитие закона 190-ФЗ, которые должны были быть выпущены уходящим в отставку кабинетом министров».  Также для обеспечения базовых условий развития когенерации необходимо согласовать как основные законы, так и подзаконные акты. «Положения законов 35-ФЗ «Об электроэнергетике», 36-ФЗ и других нормативных документов, регулирующих рынок электроэнергии, не скоординированы с законом 190-ФЗ в отношении всесторонней поддержки когенерации», — продолжает В.П.Басов. В настоящее время, несмотря на провозглашаемый приоритет комбинированной выработки электрической и тепловой энергии, фактически когенерация не имеет особого статуса. А в это время в Европе… В то время как в России развитие когенерации — цель, пока лишь только декларируемая, в Европе эта отрасль вновь популярна. Директива ЕС 2004/8/EC по комбинированному производству электроэнергии и тепла является основополагающим документом для создания национальных законов и актов. В среднем в Европейском союзе около 11% энергии вырабатывается в режиме когенерации, однако различия между странами огромны. Некоторые страны экономят всего 2% от потребляемой энергии за счет применения когенерации, в то время как другие довели экономию до 60%. Германия объявила, что свыше 50% потребляемой энергии может производиться в режиме когенерации, и установила цель удвоить объем энергии, получаемой в комбинированном цикле, с 12,5% до 25% к 2020 году. Когенерация активно поддерживается в Великобритании. В стране применяются финансовые стимулы и гранты наряду с государственной поддержкой на уровне законодательства. Согласно данным нового исследования компании Frost & Sullivan «Европейский рынок когенерации» (European Cogeneration Market), страны Европы готовы к возрождению рынка когенерации в 2014-2018 годах. В 2011 году объем выручки предприятий на этом рынке составил 548,1 млн. евро, а к 2018 году он может достичь 674,3 млн. евро. Основным стимулом к развитию когенерации в Европе выступают цели в области экологии и рационального использования энергии, а также озабоченность глобальными климатическими изменениями и загрязнением окружающей среды в ходе использования ископаемых видов топлива. Электростанции наиболее заинтересованы в инвестициях в когенерационные технологии, поскольку государство предоставляет льготы компаниям с высоким потенциалом выработки электроэнергии и тепла в совместном режиме. Что делать? Ответ на излюбленный русский вопрос был дан при разработке Генеральной схемы размещения объектов электроэнергетики до 2030 года, разработанной АПБЭ по поручению Минэнерго и в целом одобренной правительством РФ в июне 2010 года. Схема предусматривает качественно новое развитие систем теплоснабжения городов, в том числе на основе когенерации и тригенерации. Можно констатировать — основа для развития более эффективного сектора большой когенерации заложена. Хочется надеяться, что законодательная база будет согласована и принята в ближайшее время, что позволит компаниям планировать будущие капиталовложения с учетом наиболее эффективных технологий и международных наработок. Для малой когенерации важно, чтобы существующий правовой режим не был изменен в худшую сторону. Также необходимо развитие и распространение знаний о технологиях и успешных проектах, а также экспертное сопровождение проекта на каждой стадии — от разработки оптимального технического проекта до его реализации и сопровождения. Развитие сектора когенерации в Дании К 1973 году основным топливом для выработки тепла и электричества в Дании стали импортируемые нефтепродукты. Нефтяной кризис и резкий рост цены на нефть в 1973 году подтолкнули правительство Дании к пересмотру политики по энергоснабжению нации, и когенерация была выделена в качестве основной технологии, принимая во внимание длительность отопительного сезона в стране. Первая стадия развития когенерации в стране была запущена с принятием Энергетического плана в 1976 году и закона о теплоснабжении в 1979 году. Были выделены наиболее густонаселенные районы городов, в которых жителей обязали подсоединиться к вновь создаваемым районным теплосетям. Это повлекло за собой строительство больших теплоэлектростанций вблизи крупных городов. В 1986 году правительство Дании поставило целью строительство новых когенерационных объектов общей мощностью 450 МВт на основе биотоплива, отходов и натурального газа. Столкнувшись с нежеланием крупных энергетических компаний развивать данное направление, правительство повысило цель до 1400 МВт и разрешило местным органам самоуправления, промышленным потребителям и местным компаниям участвовать в рынке производства тепла и энергии. Дерегуляция энергетического рынка и развитие газовой сети позволило достичь поставленной цели. С 1980 года ВВП Дании вырос на 50%, в то время как энергопотребление осталось на том же уровне благодаря возросшей энергоэффективности. Фокус на развитие сектора когенерации в стране не только способствовал снижению эмиссий CO2, возросшей энергонезависимости, но и привел к созданию рабочих мест и повысил экспортный потенциал энергетического машиностроения — например, в 2005 году. Дания экспортировала энергооборудования и технологий на 7,45 млрд. долларов. Автор: Алина Бахарева, аналитик Frost & Sullivan в области возобновляемых источников энергии Источник: «НГ-Энергия», 15.05.2022 Tue, 15 May 2012 18:07:00 +0400 http://ter-m.ru/news/590/ http://ter-m.ru/news/591/   Акционеры «Штокман Девелопмент АГ» уже несколько раз откладывали официальное начало проекта — очередной срок был 27 марта 2012 года. Окончательное инвестиционное решение I и II были совмещены во времени еще в 2011 году, чтобы проект был подготовлен более тщательно. Но, похоже, старт разработки Штокмановского месторождения затягивается. Штокман будет первым проектом, реализованным в российской части Арктики. Газоконденсатное месторождение находится примерно в 600 км от Мурманска. Газ и газовый конденсат будет извлекаться из подводных скважин, затем будут подаваться на плавучую добычную установку (судно) по гибким трубопроводам. Добываться будет примерно 70 млн. кубометров газа в день, что эквивалентно 4 тысячам баррелей газа в сутки с незначительным содержанием конденсата (0,2%). Первая фаза разработки проекта разбита на два этапа, их назвали «окончательное инвестиционное решение 1» (ОИР1) и «окончательное инвестиционное решение 2» (ОИР2). В рамках ОИР1 будут построены морские и береговые объекты. Береговые объекты будут состоять в основном из приемных сооружений, из установки комплексной подготовки газа и счетчика замера газа, а также из установки для стабилизации газового конденсата и его хранения. ОИР2 предусматривает строительство завода по сжижению природного газа в Териберке. В феврале 2011 года представители WWF заявили, что необходимо существенно доработать проектную документацией по освоению месторождения и вновь представить проект на экологическую экспертизу. «Эксперты сделали более полутора сотен существенных замечаний к проекту. Надеемся, выводы станут поводом для серьезной работы над ошибками», — подчеркнул тогда координатор проектов по нефти и газу Баренцевоморского отделения WWF России Вадим Краснопольский. По мнению экспертов, выводы WWF могут быть одной из причин задержки принятия окончательных инвестрешений. Также одной из причин может быть активная разработка месторождений сланцевого газа за рубежом. Однако, представители «Штокман Девелопмент АГ» заявляют, что эта задержка связана лишь с масштабностью проекта. Источник: http://energo-news.ru/archives/94322 Tue, 15 May 2012 18:07:00 +0400 http://ter-m.ru/news/591/ http://ter-m.ru/news/592/   Рост добычи сланцевого газа в США и значительные его запасы в Китае делают необходимым снижение инвестиционных расходов на Штокмановский проект, заявил исполнительный вице-президент Statoil Питер Меллбай в интервью телеканалу Russia Today. По его словам, стоимость проекта должна быть более чем на 10% ниже, чтобы его разработка стала рентабельной. В «Газпроме» заявление Питера Меллбая вчера комментировать отказались. Представитель Shtokman Development (оператор первой фазы разработки месторождения) отметил, что переговоры о снижении стоимости проекта пока продолжаются, но отказался осветить подробности. Пока условия проекта пересматриваются, будет целесообразно перейти к 100-процентному производству СПГ, убежден вице-президент Statoil. «Это даст возможность получить доступ к большему количеству рынков сбыта, чем это возможно в случае экспорта трубопроводного газа», — отметил он. В норвежской компании РБК daily пояснили, что решение производить только СПГ может потенциально снизить необходимые инвестиции и создать синергический эффект для последующих фаз разработки месторождения, однако отказались дать примерные оценки затратам на проект. В Total на вопрос РБК daily вчера не ответили. Новая конфигурация проекта может быть представлена инвесторам на Санкт-Петербургском экономическом форуме в июне, писала ранее РБК daily. Пока в соответствии с существующим планом половина добываемого на проекте газа должна поставляться по трубе в Европу, а оставшийся газ — направляться на сжижение на СПГ-завод (в общей сложности первая фаза освоения месторождения предусматривает добычу газа на уровне 23,7 млрд. куб. м в год). При этом в случае перехода на 100-процентное производство СПГ мощность СПГ-завода должна быть расширена до 16 млн. т. Суммарные капвложения в проект аналитики оценивают в 15-20 млрд. долл. «Теоретически Штокмановское месторождение может оставаться рентабельным, вырабатывая и трубопроводный газ, и СПГ, однако для этого участникам проекта необходимо получить льготы по меньшей мере на первоначальной стадии разработки», — считает директор департамента due diligence «2К Аудит — Деловые консультации/Морисон Интернешнл» Александр Шток. В то же время, по мнению эксперта, учитывая рост налогообложения газовой отрасли, участникам проекта каждый процент льгот придется отстаивать и обосновывать. «В итоге маловероятно, что общая льготная скидка будет достаточной для реализации проекта в первоначальном варианте», — отмечает г-н Шток. В апреле правительство утвердило ряд льгот для шельфовых проектов, однако до сих пор непонятно, попадет ли в новую систему Штокмановское месторождение. Ранее «Газпром» представлял в Минфин экономические расчеты по реализации Штокмановского проекта, однако замминистра финансов Сергей Шаталов сообщил, что для принятия решения о льготах этих данных недостаточно. Источник: РБК daily, 15.05.2022 Tue, 15 May 2012 18:07:00 +0400 http://ter-m.ru/news/592/ http://ter-m.ru/news/584/   До 1 июля Холдинг МРСК будет передан в управление ФСК, рассказал РБК daily источник, знакомый с ситуацией. Информацию подтвердили собеседники, близкие к обеим компаниям, а также источник в правительстве. Директивы, предписывающие проголосовать госпакетом на годовом собрании акционеров Холдинга МРСК за передачу полномочий единоличного исполнительного органа Федеральной сетевой компании, 8 мая подписаны и.о. председателя правительства Виктором Зубковым. Еще одна директива за подписью Владимира Путина от 6 мая дает рекомендацию членам совета директоров холдинга проголосовать за избрание председателем совета Георгия Бооса. Официально в ФСК и Минэнерго от комментариев вчера отказались. Представитель Холдинга МРСК не ответил на звонок РБК daily. Работа Холдинга МРСК признана неэффективной — управляющей компании не удалось решить ключевые проблемы распредсетевых структур, прежде всего перекрестного субсидирования и «последней мили», а также приватизации региональных подразделений, объясняет логику властей один из источников РБК daily. «Создавалось ощущение, что филиалы МРСК живут одной жизнью, а управляющая компания другой», — добавил он. Объединение сетевых структур также позволит решить вопрос деления тарифного пирога: ранее ФСК и МРСК ежегодно боролись за увеличение своей доли в едином «котловом» тарифе на передачу энергии. Передача холдинга в управление ФСК должна быть оформлена решениями советов директоров обеих компаний, после этого вопрос будет вынесен на годовые собрания акционеров, где их утвердят за счет голосов основного собственника — государства. Совет директоров МРСК пройдет 15 мая, говорит источник, близкий к руководству компании. Таким образом, процесс передачи МРСК в управление должен завершиться до начала лета. Двухуровневую систему управляющих компаний власти допускать не намерены, исполнительный аппарат Холдинга МРСК будет ликвидирован, временно компания может остаться только на бумаге, говорит источник в правительстве. Некоторым сотрудникам, возможно, предложат перейти в ФСК, другие отправятся в региональные МРСК. Объединение магистральных и распределительных сетей фактически означает сворачивание реформы сетевого хозяйства. Разделение не принесло реальных результатов, частные инвесторы так и не пришли в наиболее затратный распределительный комплекс. Принятие столь принципиального решения является позитивным сигналом: власти обратили пристальное внимание на сектор, отмечает аналитик «ВТБ Капитала» Михаил Расстригин. Однако принципиальной является дальнейшая судьба МРСК: смена названия управляющей структуры не решает ни одной ключевой проблемы сектора, хотя и может привести к сокращению управленческих затрат, добавляет он. Механизма, как будет функционировать объединенная структура, пока нет, его предстоит выработать в течение ближайших месяцев. Сейчас перед властями есть два направления. Первое — продолжить нынешнюю систему госуправления распредсетевым комплексом, сменив название компании и оптимизировав ее штаты. Это «путь в никуда», так как он не несет структурных улучшений, отмечает г-н Расстригин. Второй вариант — ФСК сосредоточится на ситуации в наиболее «трудных» МРСК, например Северного Кавказа (испытывающего трудности неплатежей) и Сибири (основная проблема — отказ крупных потребителей, прежде всего ОК «Русал», от договоров «последней мили»), одновременно начав полномасштабную приватизацию прочих МРСК. Привлечение частных инвесторов в сектор — единственный путь эффективной модернизации и развития сетей низкого напряжения, единодушны эксперты рынка. Но пока никакого принципиального решения в правительстве нет. Объединение ФСК и Холдинга МРСК начато без определения дальнейшей стратегии. Ее выработка поручена рабочей группе, которую возглавит замминистра энергетики Андрей Шишкин, рассказывают два собеседника РБК daily. Таким образом, в дальнейшем может быть принято решение не только о передаче в управление, но и о фактическом слиянии двух сетевых структур. Этот вариант не исключен, подтверждает источник в правительстве. Однако и это не решает основной дилеммы — приватизация или госуправление. Источник: РБК daily, 11.05.2022 Sat, 12 May 2012 18:07:00 +0400 http://ter-m.ru/news/584/