Генерация "Ч"

Промышленники наращивают собственные энергетические мощности, желая обезопасить бизнес от неопределенности реформы

Деградация электроэнергетического комплекса России за последнее десятилетие приобрела лавинообразный характер. Объем вводимых энергетических мощностей сократился в 20 раз, износ оборудования достиг в минувшем году 70%. Исключение из тарифов региональных энергосистем с 1997 года отчислений в инвестиционные фонды, а также заниженные тарифы отрасли в целом лишили ее средств для развития. По оценкам Российской академии наук и Министерства энергетики РФ, при сохранении существующей системы эксплуатации электроэнергетики к 2003 - 2005 году ожидается неуправляемый выход из строя базового оборудования. Энергокомплекс грозит стать тормозом экономического развития страны. Необходимость его реформирования назрела.

Минувшим летом правительство взяло курс на реформу энергосистемы рыночным путем. Открытые жесткие дискуссии по поводу того, как именно ее проводить, улеглись. Точнее, переместились из регионов на уровень Госдумы и правительственных кабинетов, приняли форму подковерной борьбы.

Причина приостановки реформы

Зимой-весной 2001 - 2002-го реформаторы активно прошли подготовительный этап и вплотную приблизились к самому существенному: разделению энергосистемы на конкурентную и монопольную части. Однако летом реформу приостановили. Причина - начавшийся процесс реструктуризации абсолютно не обеспечен законодательной базой. Законодательство РФ в принципе не предусматривает деления энергосистем на федеральные, региональные и муниципальные, как предлагается. Кроме того, президент Путин дал понять: некоторые положения реформы недостаточно продуманы, а вокруг ее проведения слишком много политики.

Депутаты Госдумы отложили рассмотрение проектов законов на осень. Теперь реформаторам необходимо дождаться внесения трехсот поправок к законам. Вполне вероятно, что необходимая законодательная база будет получена только к концу года. Аналитики расценивают паузу как возможность внести корректировки в начатое.

Главный в думском пакете - закон об электроэнергетике, закрепляющий право субъектов рынка на недискриминационный доступ к единой национальной электрической сети. Без него невозможно создать Федеральную сетевую компанию, составленную из сетей региональных энергосистем.

Оппонируют ему губернаторы. Они не хотят отдавать региональные сети, а с ними и влияние на региональный энергетический рынок.

Что предлагает РАО ЕЭС

Проектировщики реформы говорят: задача реформирования - повышение капитализации энергетической отрасли, ее инвестиционной привлекательности. Цель - выйти на новые технологии. Энергетика сегодня недооценена, поэтому только латает дыры и ничего не строит.

Пути реформирования энергетики два. Можно, как во Франции, оставить ее государству. Но ввести статью расходов в бюджете, в которой будут НИОКР, средства на покупку нового оборудования и прочее. Но наше государство сказало: извините, у меня нет на это средств. Так что вы, г-да бизнесмены и промышленники, сами занимайтесь энергетикой. А мы, государство, уйдем, но будем вас контролировать.

Россия выбрала второй путь: запустить в действие конкурентный механизм. Суть модели в разделении отрасли на конкурентные и неконкурентные виды деятельности. Конкурентный - генерация энергии и тепла, сервисные услуги и сбыт. Экономя на издержках, чтобы получать больше прибыли, предприятия станут привлекательны для потенциальных инвесторов, которые захотят стать акционерами. Энергетики купят новое оборудование и начнут производить недешевую, но конкурентоспособную электроэнергию. Неконкурентный вид - транспорт электроэнергии, сети: естественная монополия в руках государства.

Поскольку конкуренции в вертикально интегрированной структуре нет как таковой, чтобы конкурентные механизмы заработали, локальных монополистов - региональные энергосистемы - решили разделить на несколько предприятий по видам деятельности.

На первом этапе предполагались разделение энергосистемы и смена собственности, на втором - сборка генерирующих "кусков" в крупные горизонтальные межрегиональные объединения. В число предприятий генерации войдут десять федеральных станций, оптовых генерирующих компаний России (ныне 100-процентные дочки РАО ЕЭС) плюс еще около десяти территориальных генерирующих компаний. Процесс разделения РАО "ЕЭС России"должен начаться в 2003 году.

При разработке модели и коммерческих правил оптового рынка РАО определило принципиальные позиции формирования генерирующих компаний (количественный и качественный состав электростанций). Первая позиция: не должно быть монопольных генерирующих компаний. Их мощность не должна превышать 8 -10 тыс. МВт. Вторая позиция: они не должны иметь возможности манипулирования ценой. Поэтому электростанции объединяются по разным критериям: например, одна работает на газе, другая на угле. Третья позиция: электростанции имеют близкие параметры по пропускной способности сети, мощности электроэнергии.

Схема.

Что не устраивает уральских реформаторов

Свердловэнерго предлагает включить дополнительные критерии. Первый - участие генерирующих компаний в реформе ЖКХ (что реформа энергетики странным образом не учла), второй - учет социальных факторов, потому что градообразующие электростанции имеют серьезный социальный заказ по тепловой энергии. Третий критерий - инвестиционная привлекательность компаний для региональных и сторонних инвесторов. Это важно потому, что многие электростанции при торговле на оптовом рынке останутся завязаны на так называемый теплофикационный минимум. Климат на Урале жесткий, объем централизованного теплоснабжения велик. И без развития теплофикационных комплексов говорить о каких-то конкурентных преимуществах на оптовом рынке нельзя. Необходимо установить принцип равенства инвестиций в развитие мощностей федеральных и территориальных генерирующих компаний. Специалисты говорят, что это позволит сохранить технологическую устойчивость электростанций и стабильность теплоснабжения регионов.

Свердловэнерго готовит свои соображения для переговоров в РАО "ЕЭС России". По мнению аналитиков Свердловэнерго, следуя компоновкам, предложенным РАО, генерирующие компании будут финансово неустойчивы. Годовая выручка по Свердловэнерго уменьшится с 12 до 3,6 млрд рублей, а прибыль - с 1,2 млрд до 400 млн рублей. Инвестиционная привлекательность компании резко снижается. Она становится неспособна к повышению капитализации, а ведь цель реформы именно это и предполагает.

РАО декларирует, что объединяет электростанции с наибольшей эффективностью. Приведем, однако, пример. Среднеуральская и Рефтинская ГРЭС должны войти в состав оптовой генерирующей компании 5. Среднеуральская ГРЭС - главный генерирующий теплоисточник Екатеринбурга. С выходом на оптовый рынок генерации электроэнергии она не сможет выдерживать тепловой график нагрузок. Город получит ограничения по теплу. На станции увеличатся расходы топлива, произойдет еще ряд изменений. При этом Среднеуральская ГРЭС потеряет долю рынка с 49 до 30%, себестоимость энергии вырастет с 24 до 27,6 коп. за кВт/час, увеличение топливной составляющей - с 14 до 18 коп. за кВт/час. Резко снизятся финансовые результаты.

С точки зрения менеджеров Свердловэнерго, Среднеуральская ГРЭС должна остаться в составе территориальной генерирующей компании, чтобы обеспечивать город теплом. А в состав оптовой должна войти Верхнетагильская ГРЭС вместе с Рефтинской, они работают на одном виде топлива - экибастузском угле.

Особенности реформирования уральских энергосистем

В объединенную энергетическую систему Урала входят шесть АО-энергосистем, в которых доля собственности РАО "ЕЭС России" составляет более 50%: Кировэнерго, Курганэнерго, Пермэнерго, Свердловэнерго, Удмуртэнерго, Челябэнерго. собственность РАО в Башкирэнерго - 20%. есть две 100-процентные дочки РАО - Тюменьэнерго и Оренбургэнерго.

Самая мощная, избыточная по выработке - Тюменьэнерго. За ней следует Оренбургэнерго. Башкирэнерго имеет нулевой баланс, она самодостаточна, как и Свердловэнерго. Остальные системы дефицитны: собственной вырабатываемой электроэнергии им не хватает. Самая дефицитная - Курганская, покупающая 80% электроэнергии. По прибыльности и рентабельности лучше других Башкирэнерго и Тюменьэнерго. Единственные из энергосистем Урала они строят новые мощности, имеют возможности для развития. У остальных экономическая ситуация скромнее, в Кургане - плохая. Эти обстоятельства сказываются при подготовке проектов реформирования.

Удмуртская и Оренбургская системы прошли весь этап разработки и согласования планов реформирования. Но как только они это сделали, приоритеты резко поменялись: до совета директоров РАО проекты будет рассматривать и утверждать правительственная комиссия. Так что Удмуртэнерго и Оренбургэнерго предстоит повторное согласование.

У Тюменьэнерго особый, отличный от базового путь реформирования: разделения на сети не будет. Реформирование Курганэнерго пока откладывается. Это обусловлено сложным финансовым положением, большой кредиторской и дебиторской задолженностью. Но, вопреки слухам, как утверждает глава Уралэнерго Николай Федоров, банкротить курганцев не будут. Недавно создана управляющая компания на базе "Тюменьэнерго", куда передано управление "Курганэнерго" с целью "оздоровления" и "устойчивого прохождения зимнего сезона".

Челябэнерго отступило от базового варианта, пытаясь не выделить, а учредить две ТЭЦ: на них появились конкретные покупатели, с которыми идут переговоры. Причиной торможения при подготовке к реформированию стал ряд проблем. "Прежде чем все делить, надо было понять, что сколько стоит, провести техническую инвентаризацию, зарегистрировать собственность. На это не хватает обученного персонала, поэтому регистрация затягивается, - говорит Николай Федоров. - Передача жилья и социалки в муниципалитеты вообще остановилась: власть не хочет принимать все это на баланс. Вопросы землепользования не решаются: земельные органы в области и кадастровые органы в Москве не координируют действия по присвоению каждому пользователю кадастрового номера. Не решена проблема коммерческого учета и систем учета в целом. А как только возникнет рынок, все торги будут на условиях предоплаты, никто уже не будет отдавать электроэнергию бесплатно как социально значимый продукт. Для этого надо, чтобы система учета работала как часы. Эти технологии сейчас только-только отстраиваются. В общем, проблем много, а средств на подготовку старта реформы не хватает, неоплата очень высока по всем энергосистемам России".

В сентябре стартует администратор торговой системы, а в конце года в России начнутся торги в свободном секторе оптового рынка электроэнергии, от 5 до15% энергии можно будет купить на коммерческой основе. Это позволит отработать необходимые механизмы, снять риски. "Полномасштабные торги не начнутся в 2003 году и даже позже, это достаточно сложное и высокозатратное дело", - полагает топ-менеджер Свердловэнерго Леонид Комаров.

Недавно в Челябинске учреждено первое российское некоммерческое партнерство организаций, которые будут поставлять электроэнергию с ФОРЭМ на Южный Урал. Альянс, по замыслам, должен помочь тем потребителям, которые не готовы самостоятельно выйти на рынок. Остался открытым главный для промышленников вопрос: выиграют ли они от появления новой структуры? Самостоятельно выйти на ФОРЭМ предприятиям не давали РЭК и областные власти. А именно под их патронажем будет функционировать новоиспеченное НП. Цель партнерства - снизить тарифы на электроэнергию, а они одни из самых высоких в стране: в январе 2002 года средний тариф по России для промышленных потребителей составлял 55,47 коп. за кВт/ч, а у Челябэнерго - 71,5 коп. за кВт/ч. Кроме того, это самые высокие тарифы для промышленных потребителей в Уральском федеральном округе: в Свердловской области тариф составляет 52,7 коп. за кВт/ч, в Тюменской - 53,7, в Курганской - 59,88 коп. за кВт/ч. Промышленникам предложат покупать электроэнергию у некоммерческого партнерства примерно по 56 копеек. Гораздо привлекательней для них самостоятельный выход на ФОРЭМ.

Прогноз уральского рынка

Уральская зона - одна из главных составляющих будущего российского оптового рынка по набору мощных электростанций. К тому же здесь сгруппирован максимальный объем энергоемкой промышленности. Емкость уральского рынка - 41 тыс. МВт, годовой оборот 44,7 млрд рублей.

Тюменьэнерго - лидер по мощности, абсолютным значениям выручки и обороту. Однако рыночные показатели, такие как рентабельность, финансовый результат и эффективность, выше у Удмуртэнерго. Показатель рентабельности Тюменьэнерго в 27% в рыночных условиях может снизиться до 10% из-за того, что часть электростанций по плану реформирования попадает в оптовые, а часть - в территориальные генерирующие компании.

Тарифы всех без исключения электростанций при начале торгов на оптовом рынке по формуле 5 - 15% повысятся от сегодняшних в среднем на 30%. Прогноз средних цен для потребителя: по некоторым станциям возможно снижение, а в целом по энергозоне Урала - повышение средней цены от 25 до 27 копеек за кВт/ч. Повышение неизбежно: технологический уровень наших станций недостаточен для работы в рынке. Многие генераторы окажутся невостребованы из-за их низких технологий, плохих систем коммерческого учета и управления.

Таблица.

Зачем металлурги наращивают энергомощности

Промышленный бизнес Урала тревожит неопределенность, сопровождающая реализацию реформы энергетики. На первое место выдвинулась проблема, которая раньше, в пылу битв за тариф и льготные режимы платежей, не замечалась, - проблема надежности энергообеспечения. Потребители считают, что реформа ничего не гарантирует, кроме рынка. Вкладывая средства в бизнес-проекты, собственники не могут допустить, чтобы все задуманное зависело от энергетических катаклизмов. На Урале складывается тенденция: крупные энергоемкие промышленные структуры (например, в металлургии и машиностроении) наращивают имеющиеся энергетические мощности и создают новые. Происходит это не только в энергодефицитных Челябинской, Пермской областях, но и в энергодостаточной Свердловской. Одни, помимо желания обезопасить бизнес, вырабатывая собственную, более дешевую электроэнергию, рассчитывают ее продавать, то есть стать самостоятельными игроками будущего энергетического рынка. Другие развивают "натуральное хозяйство" только для повышения эффективности производства.

Челябинская область. В 2001 году генерация Челябэнерго, основного поставщика энергии в области, упала на 18,1%, в то время как блок-станции (принадлежащие в основном металлургическим предприятиям) увеличили выработку электроэнергии на 5,7%. При этом сальдопереток с ФОРЭМ (покупаемая Челябэнерго на ФОРЭМ и реализуемая затем потребителям в области электроэнергия) увеличился в прошлом году в области на 11,4%. По словам генерального директора ОАО "Челябэнерго" Вячеслава Середкина, снижение выработки происходит вследствие физического старения энергетического оборудования.

У предприятий есть как минимум три веских аргумента, чтобы строить собственные генерирующие мощности. Во-первых, электроэнергия блок-станций предприятий в 4-5 раз дешевле, чем у Челябэнерго. Во-вторых, некоторые предприятия могут использовать в качестве топлива для ТЭЦ побочные продукты собственного производства (газ доменных печей, пар), что снижает себестоимость (даже использование природного газа в качестве основного топлива экономически выгодно). В-третьих, по прогнозам, электроэнергия на свободном рынке будет в два-три раза дороже.

Так, Валерию Панову, внешнему управляющему ОАО "УралАЗ", непонятно, почему в генерирующие компании федерального уровня записывают электростанции, разбросанные по разным территориям: как такой компанией управлять? По его мнению, предприятие "УралАЗ-Энерго", в которое выделено энергетическое хозяйство Уральского автозавода, может быть вполне рентабельным. Электроэнергия собственных ТЭЦ предприятий дешевле: в ее себестоимости отсутствует абонентная плата, нет перекрестного субсидирования. На ТЭЦ работает два генератора по 12 МВт, планируют смонтировать еще один. Стоимость проекта - 90 млн руб.

Гораздо сложнее решить проблему обеспечения собственной энергией более энергоемким металлургическим предприятиям. ОАО "Мечел", например, на 70 - 75% обеспечивает себя электроэнергией собственного производства. Комбинат пустил в этом году третий турбогенератор на своей ТЭЦ, и мощность ее возросла до 238 МВт. Кроме того, 200 млн рублей потрачено на замену устаревшей турбины новой ПТ-30 мощностью 30 МВт электрической и 100 Гкал/ч тепловой энергии. Проект реализован за год, а окупится, планируется, не более чем за полтора года. По словам директора ТЭЦ Владимира Минха, к 2004 году комбинат, вложив в модернизацию ТЭЦ до 50 млн долларов и увеличив ее мощность до 300 МВт, полностью перейдет на собственное энергообеспечение.

На Магнитогорском металлургическом комбинате мощность собственной блок-станции составляет 700 МВт. Она обеспечивает потребности предприятия в электроэнергии на 90 - 95%. Однако с формированием ММК холдинга с участием Магнитогорского калибровочного завода и Магнитогорского метизно-металлургического завода потребности интегрированной структуры в электроэнергии будут иными, чем у отдельно взятого ММК. Поэтому сейчас в Магнитогорске активно создается энергетическая компания, которая решит проблему обеспечения собственной электроэнергией весь Магнитогорский энергетический узел.

Не оставляет планов строительства собственной газотурбинной станции Челябинский электрометаллургический комбинат (ЧЭМК). Но энергоемкость комбината настолько велика, что "малой кровью" тут не отделаешься: стоимость станции оценивается в сотни миллионов долларов. Поэтому с началом строительства на ЧЭМК не спешат, используют другие возможности получения более дешевой, чем на ФОРЭМ, энергии. Например, предложили РАО ЕЭС передать в собственность пулу промышленных предприятий области челябинские ТЭЦ-2 и ТЭЦ-3 в обмен на инвестиции. Стать крупным оператором на энергетическом рынке региона шанс у металлургов есть.

Свердловская область. В Свердловэнерго избыток выработанной электроэнергии в 2001 году составил 1735,5 млн кВт/ч. Тем не менее Нижнетагильский металлургический комбинат, входящий в Евразхолдинг, намерен в будущем закрыть потребности в электроэнергии собственными мощностями. Менеджмент комбината полагает, что таким образом решатся вопросы энергобезопасности бизнеса "в изменяющихся внешних условиях". Главный энергетик НТМК Николай Гуров приводит в пример три отключения в системе Свердловэнерго в этом году, которые остановили некоторые предприятия.

С 1999 года, после того как решились вопросы собственности, НТМК занимается реконструкцией энергохозяйства. Новый генератор мощностью 35 МВт и стоимостью 180 млн рублей запущен в начале 2001 года, более половины потраченных кредитных средств он уже окупил. Следом запущен второй аналогичной мощности. Потребляя в месяц 220 - 240 МВт, собственными мощностями НТМК обеспечен на 35%. До 2005 года здесь надеются нарастить их до 88%, используя вторичные энергоресурсы. Прорабатываются планы по установке газотурбинной установки большой мощности, которая будет необходима при осуществлении проекта стана-5000. По предварительным данным, завод по производству труб большого диаметра будет потреблять 60 МВт в час.

Кроме того, НТМК готовится выходить на рынок с собственной электроэнергией. "Я не считаю, что это другой бизнес, лежащий в стороне от основного, - говорит Николай Гуров. - В случае форс-мажора на производстве, допустим, не подвезли агломерат, мы сможем скинуть избыточную электроэнергию на рынок".

Доля затрат на электроэнергию в себестоимости реализованной продукции НТМК в 2001 году составляла 4,4%. Управляющая компания Евразхолдинга для получения максимальной прибыли создает модель предприятия, в которой энергетическая часть будет работать в одном алгоритме с экономикой всего комбината. Перейдя на потребление собственной энергии, стоимость которой в 3 - 4 раза ниже нынешней от Свердловэнерго, на комбинате ожидают получить общий экономический эффект в 205 млн рублей ежегодно.

Пермская область. Пока правительство и РАО определяют концепцию реформирования энергетики, рынок развивается по своим законам. Все последние годы, как отмечает президент компании "Губернский город" Александр Крючков, происходит снижение количества тепловой энергии, отпускаемой РАО потребителям. При этом общее количество вырабатываемого тепла растет, потому что вводятся в строй альтернативные (независимые от РАО) энергоисточники. Ситуация с выработкой электроэнергии в целом сходна, однако строительство таких объектов стоит дороже, поэтому их пока вводится меньше, чем котельных. Положение дел в Пермской области только подтверждает этот вывод.

В октябре 2001 года ЗАО "Сибур-Химпром" (включает три предприятия на одной производственной площадке: Пермский газоперерабатывающий завод, "Стирол", завод бутиловых спиртов) сдал в эксплуатацию собственную котельную. Она позволит холдингу полностью обеспечить потребности производства в теплоносителях. По словам менеджеров предприятия, в этом нет никакой "политики" - голая экономическая целесообразность: "Сибур-Химпром" снизил затраты на энергоносители на 35 - 40%. Первая собственная котельная стоимостью в 5 млн долларов "Сибур-Химпромом" построена в 2000 году. Новая, стоимостью 70 млн рублей, окупится в течение года. Эти проекты выгодны холдингу, они работают на собственном топливе - попутном газе.

Усилия ФГУП "Завод им. Кирова" на предмет экономии энергоресурсов не дали результата: как только завод сократил энергопотребление вдвое, на столько же выросли тарифы АО "Пермэнерго". Завод решил отказаться от услуг монополиста: вложив в восстановление ТЭЦ 25 млн рублей, он на 50% намерен обеспечить себя электроэнергией.

По словам генерального директора Геннадия Кузьмицкого, если раньше энергозатраты в себестоимости продукции доходили до 70%, то сегодня они упали до 7% при ежегодно растущем на 25 - 30% объеме производства. "Мы не собираемся расширять мощности нашей ТЭЦ и обеспечивать 100% собственных потребностей в электроэнергии, - говорит Кузьмицкий, - но хотели бы получать услуги по нормальным, понятным правилам. Пока строим резервную мощность, она может пригодиться, если в результате грядущих в РАО ЕЭС реформ все в стране погаснет". Так же действует и ряд других крупных промышленных предприятий Перми.

РАО, понимая, что такие тенденции будут усиливаться, объявило о новых, межрегиональных принципах объединения генераторов, электрических и тепловых станций. Однако главная опасность для энергосистем - потеря потребителя, падение платежей. АО-энерго уже сейчас остро ощущают недостаток средств на проведение реформы.

Инвесторы не спешат

Между тем ради инвестиций, если мы помним, все и затевалось. Вкладывать деньги в российскую электроэнергетику сегодня готовы и способны только крупные отечественные компании, связанные с нефтедобычей и металлургией. Их интерес пока ограничивается приобретением акций региональных АО-энерго с целью контроля над поставками электроэнергии на собственные предприятия. Потенциальные инвесторы прежде хотят увидеть, насколько успешным будет внедрение конкурентного рынка и станет ли электроэнергетика действительно выгодным бизнесом. Иностранные инвесторы тоже не спешат.

Стратегические инвесторы не намерены вкладывать средства просто в РАО "ЕЭС России". Но, возможно, их заинтересуют солидные пакеты в генерирующих компаниях и участие в стратегическом управлении. Портфельные инвесторы, цель которых - дивиденды, придут позже, когда получат набор предприятий, имеющих хорошую рентабельность.

Высокие риски рынка объясняются тем, что у нас нет законодательно оформленных механизмов, по которым потребитель платит 100%, а также отсутствием в России экономической политики и стратегии.

В середине августа РАО "ЕЭС России" впервые продало "на сторону" электростанцию. Соликамскую ТЭЦ (ТЭЦ-12) купило акционерное общество "Соликамскбумпром", единственный потребитель ТЭЦ, на территории которого и она находится. Сделку РАО считает пилотным проектом, на котором отрабатываются методы привлечения в энергетику сторонних инвестиций. Комбинат вынужден купить свою теплоцентраль, поскольку ее мог купить конкурент, мечтающий поставить комбинат под контроль.

Капитализация Пермьэнерго (куда входит ТЭЦ-12) составляет 100 млн долларов. На ТЭЦ-12 приходится менее 5% генерирующих мощностей и около 2% активов региональной энергокомпании. Получается, энергетики выручили 14 млн. Генеральный директор Пермьэнерго Андрей Киташев считает это свидетельством того, что наша электроэнергетика сильно недооценена - примерно в семь раз.

В результате возникшей неопределенности с ходом реформ инвестиционная привлекательность российской энергетики тает на глазах. Наиболее чувствительным ударом по планам реструктуризации РАО ЕЭС явилась позиция Госдумы, которая с ходу отказалась принять пакет законопроектов, внесенных правительством. То, что они в итоге будут приняты, не оставляет сомнений. Однако задержка отодвигает внесение окончательной ясности и не может не сказываться на капитализации РАО, сократившейся за последний месяц на 30%. Пауза на осмысление, которую получили реформаторы, показала, что разработчики законопроектов в основном уделяли внимание деятельности Федеральной сетевой компании, диспетчерских управлений и сбытовых подразделений, в меньшей степени делали акцент на генерации. Регионы вносят поправки в программу реформирования отрасли, в которой полностью забыты, например, вопросы теплоснабжения, хотя для холодной России они весьма актуальны. Так что осень в Госдуме будет жаркой.

Три проблемы собственника бизнес-энергомощностей

- С собственной электроэнергией предприятия могут делать что угодно, но не могут официально выйти на рынок : до изменения законодательства они не имеют статуса энергоснабжающей организации. Подключение к сети сложно технологически (пропускная способность, диспетчерский график), как и установка систем коммерческого учета, налаживание взаимодействия с инфраструктурой рынка, со структурой потребителя.

- Уходя от тарифов энергосистем, промышленники никуда не уйдут от цен на топливо . Уголь и мазут суть предметы рыночные, цены на них государством не регулируются. С повышением цены на газ тарифы вырастут втрое.

- На первом этапе оптовых торгов стоимость электроэнергии резко возрастет. Только на втором этапе возникнет стремление получить эффект на наименьшей цене. Блок-станциям, чтобы торговать в таких условиях, надо будет создавать затратную структуру управления этими процессами. Легче было бы объединять усилия генераторов.