|
|
Главная страница -> Технология утилизации
Выступление заместителя министра топлива и энергетики российской федерации. Вывоз мусора. Переработка мусора. Вывоз отходов.Наряду с нефтегазовой промышленностью, электроэнергетика является одной из ведущих отраслей российской экономики, на долю которой приходится около 10% ВВП страны. Отрасль является жизненно важной для нормального развития экономики России, и все происходящее в российской электроэнергетике, так или иначе, затрагивает практически все отрасли народного хозяйства. И вместе с тем энергетика является одной из самых проблемных отраслей. Энергетика в стране пребывает в состоянии глубокого кризиса. Ключевыми проблемами отрасли являются: Существенный износ основных фондов (по некоторым оценкам, достигший 60%). К 2020 году объем выбывших генерирующих мощностей может составить 75% установленной мощности; Острая нехватка инвестиций в отрасли. Потребность в инвестициях до 2020 года составляет $147 млрд. долларов, и государство не способно вложить такие средства в развитие энергетики. Вместе с тем, ввиду существующей финансовой непрозрачности , низкой рентабельности и неэффективности управления большинства энергетических компаний, привлекательность отрасли для частных инвесторов остается низкой; Сохраняющаяся проблема неплатежей (как со стороны потребителей, так и самих энергокомпаний); Неэффективная тарифная политика, ведущая как к занижению финансовых показателей (ценообразование по принципу издержки плюс ), так и к реальной убыточности ряда компаний; Все это предопределило необходимость реформирования российской электроэнергетики. Однако видоизменение такой огромной по своим размерам и стоимости активов структуры требует детальной проработки, тщательного взвешивания всех за и против . Кроме того, любые реформации отрасли затрагивают интересы большого числа лиц. К основным заинтересованным лицам (или стейкхолдерам ) отрасли необходимо отнести, прежде всего, население и государство (которое здесь должно представлять интересы населения), а также предприятия практически всех сфер промышленности - то есть всех основных потребителей электроэнергии. К тому же когда на смену малоэффективной и трудно управляемой системе региональных энергокомпаний придут новые и более эффективные, отрасль должна стать инвестиционно привлекательной - что уже сейчас подогревает интерес инвесторов. А значит еще одной группой стейкхолдеров являются миноритарные акционеры, желающие получить справедливую долю в собственности новых компаний. В данном обзоре мы попытались рассмотреть основные направления реформирования отрасли с позиции интересов ее основных стейкхолдеров - государства (представляющего интересы населения), самих энергокомпаний, крупных промышленных предприятий (точнее, их владельцев или холдингов, в которые они входят) и миноритарных акционеров, владеющих акциями АО энерго сейчас. Текущая ситуация в отрасли По установленным мощностям и объемам производства российская энергетика занимает четвертое место в мире. По данным EIA (Energy Information Administration), в 1999 году на долю России приходилось 5.7% мирового выпуска электроэнергии и 9.6% всех установленных мощностей. На конец 2001 года установленная мощность российских электростанций составляла 215.2 млн. кВт. В структуре производства существенную долю занимают ТЭС: Установленная мощность российской энергетики. ( РАО ЕЭС России ) Структура отрасли Структура отрасли. ( РАО ЕЭС России ) Татэнерго и Иркутскэнерго не входят в состав холдинга, а в Новосибирскэнерго и Башкирэнерго РАО ЕЭС не владеет блокирующим пакетом (доля РАО в Новосибирскэнерго составляет 14.2%, в Башкирэнерго - 21.3%). 54% акций Красноярской ГЭС контролируются структурами, близким к ОАО Русский Алюминий, и только 24% принадлежат Красноярскэнерго. В состав РАО ЕЭС входят 7 территориальных объединенных энергосистем (ОЭС): Центра, Северного Кавказа, Серверо-Запада, Сибири, Урала, Средней Волги и Востока, связанных между собой магистральными линиями электропередач. Диспетчерское управление сетями в рамках всей системы выполняет центральное диспетчерское управление (ЦДУ), в рамках отдельных энергосистем - ОДУ(объединенные диспетчерские управления). Федеральные сети находятся в собственности материнской компании РАО ЕЭС, региональные - в собственности АО-энерго. ФОРЭМ Организованным механизмом купли-продажи электроэнергии сегодня является ФОРЭМ (Федеральный оптовый рынок электрической мощности). В структуре поставок энергии на ФОРЭМ в 2002 году 43% приходилось на АЭС, 21.6% - на ГЭС, 28.8% - ГРЭС, 6.2% - избыточные АО-Энерго. Большинство АО-энерго являются энергодефицитными и выступают на ФОРЭМе в роли покупателей. ФОРЭМ не является рынком в общепринятом смысле этого слова - главным образом потому, что цену на нем определяет ФЭК (Федеральная Энергетическая Комиссия), причем цена покупателей не равна цене продавцов. Для продавцов тариф определяется исходя из себестоимости производства, а для покупателей - исходя из действующих тарифов для потребителей. Отпускные тарифы существенно разнятся: у ГЭС себестоимость производства электроэнергии в несколько раз меньше себестоимости энергоизбыточных АО-энерго. В 2001 году разброс составил от 2.59 коп./Квтч (Красноярская ГЭС) до 237.17 коп/кВтч (Камчатскэнерго). В итоге складывается ситуация, когда тарифы поставщиков превышают тарифы покупателей, и появляется стоимостной небаланс, который должен покрываться (по постановлению ФЭК) из экспортной выручки РАО ЕЭС. Однако РАО ЕЭС обычно находит иное применение своей выручке, и небаланс списывается на убыток производителей. Т.о. выгоду от продажи энергии на ФОРЭМе могут получить только производители с низкой себестоимостью (ГЭС). Тарифы Тарифная система сейчас в России действует по принципу перекрестного субсидирования, что подразумевает разный уровень тарифов для разных групп потребителей. Наибольший тариф платят предприятия, субсидируя, таким образом, население. Например, в 2001 году средний тариф по России составил 1.8 цента/кВтч, тогда как тариф для населения был на уровне 1.51 цента /кВтч. (около 80% энергозатрат, остальные дотируются), а тариф для предприятий - 1.99 цента /кВтч . Между тем, во всем мире распределение тарифов обратное: на европейском рынке тариф для потребителя составляет 5-20 центов/кВтч, а для промышленности 4-10 центов/кВтч. Такая дифференциация тарифов должна со временем исчезнуть (по крайней мере, после либерализации розничного рынка), однако тарифы населения - в значительной степени политический вопрос. При определении уровня тарифов сталкиваются интересы энергетиков и региональных властей. Тарифы на электро и теплоэнергию для каждой отдельной АО-энерго устанавливаются региональной энергетической комиссией (РЭК) на основе методики Затраты + . Это подразумевает, что тариф должен покрывать издержки компании, а также включать в себя уровень прибыли необходимый для поддержания в нормальном состоянии производственных фондов и их обновления. Для этого компании должны предоставлять в РЭК соответствующие расчеты. Это стимулирует компании завышать свои затраты - ведь любое снижение издержек станет поводом для РЭК удержать рост тарифов. Однако на практике члены РЭК назначаются местными властями, и решения часто принимаются не в пользу АО-энерго. В результате на данный момент в большинстве энергокомпаний уровень тарифов позволяет им покрывать в лучшем случае операционные затраты, оставляя за бортом затраты на замену изношенного оборудования. Реформа: Основные направления Реформа российской электроэнергетики должна пойти по двум направлениям. Во-первых, это разделение бизнеса на конкурентную и монопольную составляющую. В качестве конкурентного бизнеса должны выделиться генерация электроэнергии и сбыт. В свою очередь, под контролем государства должны остаться федеральные сети (Федеральная Сетевая Компания), РСК (Распределительные Сетевые Компании), а также диспетчерская деятельность (Системный Оператор) Во вторых, это создание конкурентного рынка электроэнергии, который подразумевает под собой переход существующего процесса торговли по директивным ценам (ФОРЭМ) на рыночный механизм ценообразования (создание АТР) Направления реформы российской электроэнергетики. ( РАО ЕЭС России ) Реструктуризация РАО ЕЭС и региональных АО Энерго РАО ЕЭС в той форме, в которой холдинг существует сегодня, перестанет функционировать в 2004 году. До этого момента должны быть созданы 10 генерирующих компаний, ФСК и Системный Оператор. Все эти элементы будущей инфраструктуры создаются как 100% дочерние структуры РАО. После 2004 года участие в ФСК, СО и большинства ГЕНКО будет распределено между государством и сторонними акционерами пропорционально их доле в капитале РАО ЕЭС и региональных компаний. В дальнейшем (после 2004 года) планируется увеличить долю государства в ФСК и СО до 100%. Кроме того, под 100% контролем государства должны остаться 4 генерирующих компании, создаваемые на базе ГЭС. Региональные АО Энерго предполагается разделить по видам деятельности - выделить сетевую, генерирующую и сбытовую составляющие. Отдельные компании будут функционировать под единым началом специально созданной управляющей компании. Генерирующие активы затем будут частично объединены в оптовые генерирующие компании, а частично останутся под контролем управляющей компании. Сети АО энерго постепенно перейдут в собственность ФСК. Сама ФСК будет к 2004 году контролировать все магистральные электросети. Генерация электроэнергии Исходя из мирового опыта реформирования электроэнергетики, можно сделать вывод, что именно генерирующие компании становятся наиболее привлекательными с точки зрения инвесторов. Учитывая огромный потенциал российских ГРЭС, который сейчас заведомо занижается самими компаниями из-за особенностей затратного метода расчета тарифов, вполне вероятно, что такая ситуация сложится и в России. Согласно плану реформы, генерацией электроэнергии будут заниматься 1) Оптовые Генерирующие Компании (ОГК) и 2) Территориальные Генерирующие Компании (ТГК). ОГК будут создаваться на основе электростанций ГРЭС и ГЭС федерального значения, принадлежащих РАО ЕЭС, а также частично на основе активов, которые предполагается выделить из региональных АО-Энерго. До 2004 года должны быть созданы 10 генерирующих компаний средней мощностью 8-10 тыс. МВт. 6 компаний будут созданы на базе ГРЭС, и 4 - на базе ГЭС. Компании на базе гидрогенерации не будут допущены к конкурентному рынку, так как ввиду низкой себестоимости производства электроэнергии это может поставить их в неравное положение. Более того, эти компании, скорее всего не будут приватизированы. В связи с этим больший интерес представляют первые шесть ГЕНКО. Компании на базе ГРЭС будут образовываться по экстерриториальному принципу. В их состав войдут компании, различные по составу основных фондов, топливному балансу и местоположению. В итоге созданные ОГК должны быть сопоставимы по средней себестоимости и конкурентной позиции на рынке. Вместе с тем, географическая диверсификация активов ГЕНКО может создать дополнительные риски эффективного управления. Для решения этой проблемы в планах реформы - возможное привлечение стратегических управляющих из числа мировых энергетических компаний. Ранее предполагалось, что взамен иностранные менеджеры получат опционы на приобретение акций ОГК. Однако недавно руководство РАО ЕЭС отказалось от этой идеи до получения точной оценки активов новых компаний . В связи с этим вопрос о том, как менеджменту РАО удастся привлечь западных управленцев, остается нерешенным. Территориальные Генерирующие Компании будут созданы путем выделения генерирующих мощностей из региональных АО Энерго и объединения генерации нескольких соседних территорий при условиях отсутствия локального монополизма. Согласно исходной версии программы стратегического развития РАО ЕЭС 3+3 , к концу 2003 года будет создана 31 территориальная генерирующая компания (ТГК). Предполагается, что ТГК, как и ОГК, будут конкурировать между собой - потребители (или сбытовые компании) получат возможность выбирать поставщика электроэнергии. Однако конкуренция между оптовыми и территориальными компаниями маловероятна. ОГК уже по принципу своего формирования явно выигрывают в эффективности. Дело в том, что генерирующие активы, которые будут объединены в рамках ТГК, в основном будут включать ТЭЦ - электростанции, производство электроэнергии на которых технологически связано с производством тепла. Теплогенерация фактически является убыточной составляющей бизнеса, что связано с высокими затратами по поддержанию рабочего состояния теплотрасс, низкими тарифами на тепло и отсутствием эффективной системы контроля потребляемой тепловой энергии. Исключение составляют ТЭЦ с удачным географическим расположением - рядом с крупными заводами, для которых поставки технического пара обеспечивают высокий уровень рентабельности (например, в 2001 году Северо-Западная ТЭЦ работала с рентабельностью 87%). Однако за счет объединения положительный эффект от таких ТЭЦ будет нивелирован необходимостью нести на себе теплоснабжение населения и объектов социальной сферы. ОГК, в свою очередь, состоят из ГРЭС, которые производят исключительно электроэнергию. Кроме того, ОГК будут ориентированы на работу с крупными оптовыми покупателями. Таким образом, ТГК будут работать на население и средние предприятия, а ОГК станут основным элементом создания добавочной стоимости в отрасли электроэнергетики в целом. Сетевое хозяйство На уровне холдинга РАО ЕЭС контроль над межсистемными сетями перейдет к Федеральной Сетевой Комиссии. В перспективе ФСК должно выполнять роль естественного монополиста, отвечающего за транспортировку электроэнергии. Для этого в ФСК будут переданы и магистральные сети, принадлежащие сейчас региональным компаниям ОАО ФСК ЕЭС было зарегистрировано 25 июня 2002 года как 100% дочерняя структура РАО ЕЭС. Однако после 2004 года пропорциональную долю в ФСК получат бывшие акционеры РАО. В планах реформы - увеличение доли государства до 100% УК, но пока нет ясности в том, как государство собирается это сделать. В частности, возможно два варианта: государство выкупает акции ФСК у сторонних акционеров (на что, скорее всего, не хватит денег), или выменивает их на акции ОГК. Последний вариант является крайне привлекательным для инвесторов, однако, остается много неясных моментов: в частности, какими могут быть коэффициенты такого обмена, учитывая проблематичность сравнения сетевых и генерирующих активов. Это потенциально увеличивает риск миноритарных акционеров, связанный с реформированием отрасли. На уровне региональных энергокомпаний реформа предполагает выделение сетевой составляющей и последующее объединение магистральных и распределительных сетей бывших АО энерго в рамках существующих энергозон. Таким образом, будут созданы семь межрегиональных магистральных сетевых компаний (ММСК) и семь межрегиональных распределительных компаний (МРСК). Магистральные сети (сети, пропускной способностью 220 кВ и выше) затем перейдут под контроль ФСК (Федеральной Сетевой Комиссии). Механизм этого перехода состоит в следующем: ФСК совместно с РФФИ учреждает семь ММСК и проводит дополнительную эмиссию акций АО-энерго получают акции ММСК взамен на активы (магистральные сети). Акции затем передаются специально созданным юридическим лицам - номинальным держателям (НД ММСК) При разделении АО-энерго акции НД ММСК пропорционально распределяются между акционерами (т.е. примерно 52% получает РАО ЕЭС России и 48% - сторонние инвесторы) На завершающем этапе РАО ЕЭС вносит свой пакет акций ММСК в ФСК Таким образом, в составе акционеров ММСК оказываются РФФИ, ФСК и акционеры бывших АО Энерго, при этом контрольный пакет принадлежит ФСК. Сбыт электроэнергии Организация сбыта электроэнергии. ( РАО ЕЭС России ) Сбытовые компании будут также выделяться из региональных АО Энерго. После разделения существующих энергокомпаний, но до момента создания конкурентного рынка, сбытовой бизнес будет регулироваться государством - компании будут покупать и продавать электроэнергию по тарифам, устанавливаемым ФЭК. После создания рынка предполагается, что сбытовые организации будут действовать на конкурентных началах, покупать электроэнергию на конкурентном рынке (АТС), либо приобретать ее по договору прямого платежа непосредственно у генерирующих компаний (см. рисунок). Кроме сбытовых компаний, посредниками между производителями и потребителями электроэнергии должны стать гарантирующие поставщики, которые будут обязаны заключать договора со всеми желающими. При этом предполагается, что на крупных потребителей электроэнергии будут работать именно сбытовые компании. Потенциально работа с крупными клиентами могла бы сделать сбытовой бизнес довольно эффективным. Однако планы реформирования предусматривают возможность заключения прямых договоров между генерирующими компаниями и крупными потребителями. По возможности предприятия будут стараться обходиться без посредников. Таким образом, сбыт электроэнергии крупным потребителям может стать сферой деятельности генерирующих, а не сбытовых компаний. Сбытовикам останутся средние, мелкие предприятия и население. Тогда обеспечивать нормальный уровень рентабельности смогут только компании, работающие в регионах с высокими доходами населения. Кроме того, при сбыте электроэнергии населению компании неизбежно столкнутся с проблемой потерь в распределительных сетях низкого напряжения. Ввиду сильной изношенности оборудования такие потери электроэнергии сейчас в среднем составляют около 20% . В то же время в сетях высокого напряжения (по которым электроэнергия поставляется на предприятия) потери на порядок ниже - около 3.5%. Сбыт электроэнергии мелким потребителям представляется малоэффективной сферой бизнеса. Не исключено, что уход крупных клиентов к генерирующим компаниям может инициировать процесс обратного присоединения к ним сбытовых компаний (так как это будет единственным шансом на выживание последних). Наиболее привлекательными активами для инвесторов в будущей структуре отрасли станут генерирующие компании, причем самый большой интерес представляют 6 ОГК, которые будут образованы на базе ГРЭС. ОГК выигрывают в эффективности и рентабельности в сравнении с ТГК, так как не несут дополнительные издержки от теплогенерации. Приобретение доли (контроля) в ОГК может быть интересно как нынешним крупным потребителям, так и иностранным инвесторам. На первых этапах реформы ОГК нуждается в квалифицированном менеджменте, и не исключено, что привлечение управленцев (из числа западных компаний, либо российских промышленных групп - потребителей электроэнергии) с помощью опционных схем все-таки будет реализовано. Транспорт электроэнергии должен в перспективе перейти под 100% контроль государства. Однако существующие активы будут распределяться пропорционально, и частную долю в магистральных сетях придется выкупать, либо выменивать на акции генерирующих компаний (снижение степени участия государства в генерации также входит в планы реформы). Последнее выгодно нынешним акционерам РАО и АО-энерго, однако практическая реализация такого обмена требует четкой проработки. Сбыт электроэнергии, выделяемый как конкурентный бизнес, вряд ли может сравниться по эффективности с генерацией. Довольно рентабельными могли бы стать компании, работающие на крупных покупателей электроэнергии, однако планы реформы предполагают возможность заключения прямых договоров между продавцами и покупателями. Создание конкурентного рынка электроэнергии В качестве основного инструмента рынка предполагается создание Администратора Торговой Системы (АТС) - торговой площадки оптового рынка, основной задачей которой будет формирование доступного для всех участников процесса торговли электроэнергией. В отличие от ЦДР ФОРЭМ, фактически подконтрольного РАО ЕЭС, идея АТС основана на принципе равного представительства производителей и потребителей энергии. Это должно сделать процесс ценообразования и торговли на рынке максимально свободным от государственного вмешательства. Для этого одним из принципов формирования АТС было выбрано правило, не допускающее владение каким-либо участником более 25% акций АТС. Безусловно, такая схема не устроила РАО ЕЭС. В качестве компромисса был выбран вариант, согласно которому до конца 2002 года холдинг будет владеть 50% акций АТС, в 2003 году доля РАО снизится до 35%, и в 2004 - меньше 25%. НП АТС было создано 23 ноября 2001 года, и в его состав вошли 28 организаций - 14 потребителей и 14 производителей. Предполагается, что в рамках переходного периода до 2004 года АТС и ФОРЭМ будут существовать параллельно, причем на АТС будет приходиться 5-15% генерации. Однако пока что рынок функционирует только в режиме имитационных торгов. Одной из острых проблем , связанных с будущим ценообразованием на конкурентном оптовом рынке, является высокая волатильность цен на электроэнергию. Как показывает мировой опыт, цены на электроэнергию могут быть подвержены серьезным колебаниям ввиду сезонных факторов. Спрос на электроэнергию в краткосрочном периоде характеризуется низкой эластичностью, так как для покупателей электроэнергия является товаром первой необходимости и они будут слабо реагировать на изменения цен. Предложение на рынке также неэластично, так как количество электроэнергии ограничено производственными возможностями продавцов. В такой ситуации любое резкое изменение спроса (например, ввиду сезонных факторов) будет приводить к скачкам цен. Благодаря возможности заключения прямых договоров, крупные потребители, вероятно, будут в большей степени застрахованы от резких изменений ценовой конъюнктуры. В любом случае, необходима разработка инструментов контроля и страхования рисков. Таким инструментом хеджирования рисков мог бы стать рынок фьючерсных/опционных контрактов на электроэнергию. Тарифы после реформы. По замыслу менеджмента РАО ЕЭС, в переходный период реформы тарифы для населения должны расти более быстрыми темпами, чем тарифы для предприятий. В результате будет решена проблема перекрестного субсидирования, и внутренние цены на электроэнергию приблизятся к среднеевропейским - то есть около 6.5 центов за КВт для населения и 4.5 центов для предприятий. Кроме того, реструктуризация отрасли должно снять угрозу ухода крупных покупателей на ФОРЭМ - ситуация, когда крупные клиенты региональных АО-Энерго могут отказаться от услуг компании и выйти непосредственно на оптовый рынок, что неизбежно приводит к росту тарифов для населения. Таким образом, несмотря на то, что тарифы на производство электроэнергии выйдут из-под контроля государства, реформа должна способствовать если не снижению тарифов, то по крайней мере их меньшему росту, чем если бы текущая ситуация в отрасли сохранилась. Между тем, менеджмент РАО признает, что рост тарифов неизбежен ввиду роста цен на газ - основное топливо российских электростанций. Согласно Энергетической Стратегии России, внутренние цены на газ должны к 2010 году сравняться с европейскими - около $60/тыс. куб.м. Если исключить фактор волатильности, тарифы на электроэнергию очевидно будут проявлять тенденцию к росту в связи с ростом себестоимости производства энергии. Стоит отметить, что ОГК, которые будут образованы на базе гидрогенерации, окажутся в привилегированном положении, что позволит государству быстрее найти средства на строительство новых мощностей. Создание конкурентного рынка электроэнергии (отказ от затратного способа директивного назначения тарифов) является важнейшей частью реформы. Однако рынок электроэнергии может быть подвержен значительным колебаниям при резком изменении спроса. Помимо высокой волатильности, тарифы на электроэнергию будут проявлять тенденцию к росту за счет роста себестоимости - в частности, повышения цен на газ. Реформа: Проблемные точки В результате намеченной реструктуризации отрасли будут созданы новые компании, специализирующиеся на генерации, транспортировке и сбыте электроэнергии. Главные результат реформ - российская энергетика должна получить средства для саморазвития, стать инвестиционно привлекательной отраслью (т.е. все то, чего добивались аналогичными реформами на Западе). Однако такие масштабные проекты в России еще никогда не проходили гладко. У реформы российской энергетики существует ряд проблемных точек , требующих более детального рассмотрения. Во-первых, это задержки с принятием пакета законов, необходимого для проведения намеченных этапов реформы. И, во-вторых, это возможный конфликт интересов менеджмента РАО ЕЭС и существующих акционеров. Законодательные проблемы Пакет законов о реформировании энергетики, в том числе базовый закон об электроэнергетике , должен был быть принят еще в 4 квартале 2001 года. Однако принятие закона все время откладывалось. Депутаты ссылались на наличие не проработанных мест в законе - в частности, неясность в отношении регулирования отрасли в переходный период , до момента создания конкурентного рынка. Кроме того, спорными оказались и такие моменты, как принцип создания ОГК (3 на базе ГЭС, 1 на базе АЭС и 6 на базе ГРЭС по межтерриториальному принципу), доля государства в ФСК и СО (предлагалось сразу приравнять эту долю к 100%, что автоматически означало бы не пропорциональное разделение акций между акционерами РАО), и т.д. В результате, первое чтение законопроектов состоялось лишь в октябре 2002, а второе чтение состоится не раньше 22 января 2003. Наиболее острый момент - это конкурентное ценообразование на рынке электроэнергии. Возможный рост цен на электроэнергию, который обычно ассоциируется с либерализацией рынка, больше всего беспокоит государство, так как это, очевидно, вызовет недовольство населения. Принятие необходимых для начала реформы законов, таким образом, становится сугубо политическим вопросом, и в большей степени зависит не от законодательной, а от исполнительной власти. Существует точка зрения, что пакет законов не будет принят до выборов президента в 2004 году. Это в свою очередь отодвигает появление рынка электроэнергии в России на 2006-2007 годы. РАО ЕЭС и миноритарные акционеры: возможные конфликты Одной из основных причин возможного конфликта между менеджментом РАО ЕЭС/АО-энерго и миноритарными акционерами является боязнь последних получить после реформы менее ценные активы, чем те, которыми они владеют сегодня. Так, изначально вместо принципа пропорционального участия всех акционеров в выделяемых компаниях, предполагалось продать часть генерирующих активов стратегическим инвесторам - в том числе иностранным компаниям. Это вызвало волну негодования среди акционеров, и в итоге менеджмент РАО все-таки остановился на принципе пропорционального участия. Кроме того, в сентябре Анатолий Чубайс объявил о моратории на продажу профильных активов, что было крайне позитивно воспринято инвесторами (с сентября на фондовом рынке начался рост котировок РАО ЕЭС). Эти два шага менеджмент РАО считает главной уступкой миноритариям. Обратной стороной такой уступки может стать поправка к закону об электроэнергетике, согласно которой решение о реорганизации энергокомпаний может быть принято простым большинством голосов (50% плюс 1 голос вместо 75%). Эта поправка резко ограничивает возможное сопротивление миноритарных акционеров при принятии решения. Несмотря на принцип пропорционального разделения, поводов для конфликта между менеджментом РАО и миноритариями хватает, учитывая, что до сих пор остаются неясные моменты в отношении разделения собственности. Так, весомую долю активов некоторых АО-энерго составляют мощности, арендуемые у РАО ЕЭС. Например, Свердловэнерго арендует Верхне-Тагильскую ГРЭС, Среднеуральскую ГРЭС и Рефтинскую ГРЭС суммарной мощностью около 6500 МВт (78% мощности компании). Все три ГРЭС войдут в состав соответствующих ОГК. Однако учитывая, что они не являются собственностью Свердловэнерго, акционеры могут и не получить своей доли в ОГК - РАО ЕЭС просто заберет активы (будет прекращена аренда). Аналогичная ситуация складывается вокруг Киришской ГРЭС, арендуемой Ленэнерго. Однако больше всего проблем может возникнуть с миноритарными акционерами АО-энерго, сумевшими консолидировать в своих руках блокирующий пакет акций. Во второй половине 2002 г. происходила активная скупка акций региональных энергокомпаний и самого РАО стратегическими инвесторами , в результате которой капитализация энергокомпаний заметно выросла. В частности, интерес к акциям АО-Энерго проявляли крупные потребители энергии - промышленные предприятия (см. приложение). Крупные промышленные предприятия заинтересованы в получении контроля над генерирующими мощностями. Принятая модель рынка предполагает возможность прямых договоров между продавцами и потребителями, а значит афилированные с крупнейшими покупателями поставщики смогут продавать электроэнергию напрямую по ценам ниже рыночных. Это может привести к новой форме перекрестного субсидирования и созданию локальных монополий на рынке. Блокирующие акционеры могут реально воспрепятствовать ходу реформ, и с каждым из них РАО ЕЭС придется искать компромисс. В частности, владельцы крупных пакетов могут потребовать приоритетного права на покупку акций ОГК (государство планирует уменьшать свою долю в генерации и увеличивать долю в сетевых активах) в обмен на не препятствование реформированию АО-энерго. Это, в свою очередь, вызовет недовольство других миноритарных акционеров (так как создаст преференции по собственности ), и т.п. Помимо непосредственных потребителей электроэнергии, блокирующими акционерами становятся и портфельные инвесторы, которые надеются на рост стоимости энергоактивов с развитием реформы - после укрупнения энергокомпаний. Отдельно стоит отметить независимые АО-энерго - компании, в которых РАО не имеет контрольного (и даже блокирующего) пакета. Планы независимых энергокомпаний относительно их будущего могут идти вразрез со взглядами РАО на развитие отрасли. Так, Иркутскэнерго, включающее в себя Братскую, Усть-Илимскую и Иркутскую ГЭС, может быть реструктуризовано контролирующими компанию акционерами по особому сценарию. В частности, возможно слияние Красноярской ГЭС и Иркутскэнерго. Это создаст генерирующую компанию с установленной мощностью в 15000 МВт (мощность самой крупной из создаваемых ОГК - 9506 МВт). Такой гигант может создать реальную угрозу конкуренции на оптовом рынке (если конечно такое слияние будет разрешено МАП). В вопросах реформирования отрасли сталкиваются интересы большого числа стейкхолдеров , в том числе и государства. В такой ситуации решение не может быть простым, и не исключено, что планы в отношении итогового распределения активов могут еще измениться. Учитывая существенное влияние крупных покупателей на бизнес ряда энергокомпаний, можно предположить, что промышленные предприятия (такие как ЮКОС, Инеррос, РусАл) получат свою долю в генерации. Это, в свою очередь, может сделать будущий рынок электроэнергии неконкурентным. Наличие неясных моментов в отношении распределения активов приводит к конфликтам между менеджментом РАО ЕЭС и миноритарными акционерами. Кроме того, реформа электроэнергетики до сих пор не закреплена на законодательном уровне. Все это задерживает ход реформы. Приложения Состав создаваемых генерирующих компаний Мощность, МВт Региональная система Регион 1 Ген. компания 9506 Верхне-Тагильская ГРЭС 1521 Свердловэнерго Урал Нижневартовская ГРЭС 800 Тюменьэнерго Урал Уренгойская ГРЭС 500 Тюменьэнерго Урал Ириклинская ГРЭС и ГЭС 2400 Оренбургэнерго Урал Пермская ГРЭС 2400 Пермьэнерго Урал ГРЭС-4 (Каширская) 1885 Мосэнерго Центр 2 Ген. компания 8707 Псковская ГРЭС 430 Псковэнерго Северо-запад Ставропольская ГРЭС 2400 Ставропольэнерго Кавказ Троицкая ГРЭС 2059 Челябэнерго Урал Сургутская ГРЭС-1 3292 Тюменьэнерго Урал Серовская ГРЭС 526 Свердловэнерго Урал 3 Ген. компания 8442 Костромская ГРЭС 3600 Костромаэнерго Центр Черепетская ГРЭС 1425 Тулаэнерго Центр Южно-Уральская ГРЭС 882 Челябэнерго Урал Харанорская ГРЭС 215 Читаэнерго Сибирь Гусиноозерская ГРЭС 1260 Бурятэнерго Сибирь Печорская ГРЭС 1060 Комиэнерго Северо-запад 4 Ген. компания 8584.5 ГРЭС-5 (Шатурская) 954.5 Мосэнерго Центр Смоленская ГРЭС 630 Смоленскэнерго Центр Яйвинская ГРЭС-16 600 Пермьэнерго Урал Сургутская ГРЭС-2 4800 Тюменьэнерго Урал Березовская ГРЭС-1 1600 Красноярскэнерго Сибирь 5 Ген. компания 8756 Невинномысская ГРЭС 1340 Ставропольэнерго Кавказ Рефтинская ГРЭС 3800 Свердловэнерго Урал СреднеУральская ГРЭС 1216 Свердловэнерго Урал Конаковская ГРЭС 2400 Тверьэнерго Центр 6 Ген. компания 9147.8 Рязанская ГРЭС 2720 Рязаньэнерго Центр ГРЭС-24 (Рязанская МГДЭС) 205.8 Мосэнерго Центр Новочеркасская ГРЭС-1 2245 Ростовэнерго Кавказ Киришская ГРЭС 2097 Ленэнерго Северо-запад Красноярская ГРЭС-2 1250 Красноярскэнерго Сибирь Череповецкая ГРЭС 630 Вологдаэнерго Центр 7 Ген. компания 7747 Волжская ГЭС 2300 Самараэнерго Волга Нижегородская ГЭС 520 Нижновэнерго Волга каскад Верхне-Волжских ГЭС 440 Ярэнерго Волга Волжская ГЭС (им.Ленина) 254 Вологдаэнерго Волга Саратовскаю ГЭС 1360 Саратовэнерго Волга Чебоксарскаю ГЭС 1370 Чувашэнерго Волга Камская ГЭС 483 Пермэнерго Урал Воткинская ГЭС; 1020 Пермэнерго Урал 8 Ген. компания 8506 Саяно-Шушенская ГЭС 6721 АО Хакассэнерго Сибирь Новосибирская ГЭС 455 Новосибирскэнерго Сибирь Зейская ГЭС 1330 Амурэнерго Дальний восток 9 Ген. компания 354 Зарамагские ГЭС 10 Кавказ Зеленчукские ГЭС 80 Кавказ КаббалкГЭС 50 Кавказ Сулакэнерго (Ирганайская ГЭС) 214 Кавказ 10 Ген. компания 1200 Загорской ГАЭС 1200 Мосэнерго Центр РАО ЕЭС Блокирующие акционеры региональных АО-Энерго Энергокомпания Блокирующий инвестор Белгородэнерго ЮКОС Томскэнерго ЮКОС Тамбовэнерго ЮКОС Кубаньэнерго ЮКОС Ставропольэнерго ЮКОС Кузбассэнерго Ренессанс-Капитал Нижновэнерго Prosperity Capital Management Самараэнерго Baring Vostok Capital Красноярскэнерго Интеррос Колэнерго Интеррос и другие промышленные потребители региона Ярэнерго Ярфининвест Волгоградэнерго Brunswick Capital Management и другие портфельные инвесторы Калугэнерго Восток Нафта и дргуие портфельные инвесторы Вологдаэнерго Не известен Пермэнерго Не известен Челябэнерго Не известен Ведомости
Уважаемые дамы и господа, коллеги! Для меня большая честь и удовольствие открыть заседание Международного Конгресса, посвященного проблемам использования возобновляемых источников энергии в России. Состояние возобновляемой энергетики в мире говорит о том, что этой проблемой интенсивно и успешно занимаются Правительства как богатых развитых стран (США, Германии, Дании, Голландии и Греции), так и стран, которые принято называть развивающимися, например, Индия и Китай. И, наконец, проблемой занялось Мировое сообщество в целом, когда Генеральная Ассамблея ООН в конце 1998 г. одобрила подготовленную и представленную ЮНЕСКО Всемирную Солнечную Программу на 1996- 2005 годы. Наш Конгресс проводится по инициативе Минтопэнерго и ЮНЕСКО в порядке реализации этой Программы. Россия занимает 10% общей территории суши земного шара, ее население составляет 2,5% населения Земли. При этом на ее территории сосредоточено около 45% разведанных мировых запасов газа, 8% нефти и 23% угля. Россия - одна из немногих стран, способных полностью обеспечить себя всеми видами органического топлива и экспортировать нефть и газ в значительных количествах. Вполне закономерен вопрос, а есть ли в России в настоящее время необходимость в развитии этой отрасли? Ведь у нас избыток и органического топлива и электрических мощностей. Отвечаем: безусловно есть. И не только потому, что имевшийся избыток электрических мощностей, объясняющийся спадом производства, - явление временное. Существуют по крайней мере три крупные неотложные проблемы, в решении которых нетрадиционная возобновляемая энергетика может сыграть важную роль. Первостепенная потребность - это энергообеспечение северных и других труднодоступных районов, не подключенных к общим сетям, завоз нефтепродуктов и топлива в эти районы превратился в тяжелую проблему. Зачастую встает вопрос об аварийной эвакуации населения из северных районов, с таким трудом освоенных предыдущими поколениями. Вывоз мусора заказ Подольск. Вывоз строительного мусора и вывоз бытового мусора. Тарифная политика в электроэнергетике и социальная поддержка населения в нижегородской области. Что даст программа бердянску. Новая страница 1. Эско №1,2002 - предисловие издателя. Поршневые компрессоры. Главная страница -> Технология утилизации Экологически чистая мебель: |
