Новости

31.08.2016

Генераторы обсуждают с регуляторами три варианта источников средств для модернизации

Дискуссия об источниках модернизации «старого» генерирующего оборудования содержит три варианта, сообщила журналистам заместитель генерального директора по маркетингу и сбыту ООО «Интер РАО – Управление электрогенерацией» Александра Панина

Первый вариант – системное изменение цены КОМ за счёт корректировки модели отбора мощности. Этот вариант предусматривает, что по результатам КОМ генераторы получат достаточный объём средств, чтобы позволить себе модернизацию оборудования. Минусом данного предложения является то, что у генкомпаний не появляется обязательств направлять полученную выручку на модернизацию, сказала она.

Второе предложение – зафиксировать необходимую валовую выручку (НВВ) генерации внутри каждой компании. «И эту выручку каждый генератор мог бы направлять на выводы, на модернизацию. Но со стороны государства вставал тот же вопрос: как гарантировать, что эти средства будут направлены именно на модернизацию», – сказала она.

Третий, наиболее вероятный, вариант – «ДПМ-штрих» на модернизацию. «Это может быть как распоряжение правительства с перечнем проектов а-ля ДПМ, так и конкурсы», – сказала А. Панина. Если идти по пути конкурсов, как сделано, например, в секторе возобновляемой энергетики, то государство может фиксировать объёмы требуемой модернизации и ее максимальную цену. В ходе конкурса, в зависимости от предложений компаний, стоимость модернизации может снижаться. С победителем конкурса может заключаться договор аналогичный ДПМ. «Этот вариант, наверное, единственно возможный», – считает А.Панина.

По ее мнению, дискуссию и согласование вариантов модернизации нужно начинать уже сейчас. «Крупная модернизация – это проекты на 3-4 года для больших блоков. Чтобы модернизация пошла после 2020 года, нужно, чтобы дискуссия пошла уже сейчас, и какое-то решение к 2018 году должно быть принято», – сказала она.

Как говорится в презентации «Интер РАО», в настоящий момент 52% установленной мощности электростанций (126 ГВт) в РФ имеет возраст старше 30 лет, и 54% оборудования энергосистемы эксплуатируется за пределами нормативного срока службы. По данным проекта Генсхемы размещения объектов электроэнергетики до 2035 года, к этому сроку 129 ГВт действующих мощностей ТЭС достигнут паркового ресурса, из них 76 ГВт должно быть модернизировано. При этом, по данным генерирующих компаний, текущий уровень цен КОМ и доходность на РСВ не дают возможности направлять средства на модернизацию оборудования.

Источник: ПЕРЕТОК.РУ


31.08.2016

Планирование в электроэнергетике: возможно ли?

В первых числах августа была опубликована одобренная правительством новая территориальная Схема размещения энергообъектов в РФ до 2030 года. Документ вызвал много вопросов и критических замечаний. «Переток» выяснил реальное место Схемы в существующей системе перспективного планирования в отечественной электроэнергетике, а также попробовал найти ответ на вопрос о том, почему эта система является «заложником» социально-экономического прогнозирования и может вести к неоптимальным инвестиционным решениям.

Законодательно определённая система перспективного планирования в новейшей истории электроэнергетики существует с 2009 года, с момента выхода постановления правительства № 823, определившего правила разработки и утверждения схем и программ развития электроэнергетики. Фактически сегодня система состоит из трёх взаимоувязанных типов документов: генеральной схемы размещения объектов электроэнергетики, схемы и программы развития ЕЭС России, а также схем и программ перспективного развития электроэнергетики субъектов Российской Федерации.

Кроме того, система долгосрочного планирования включает схемы территориального планирования в области электроэнергетики (последняя редакция федерального уровня на период до 2035 года была принята правительством 1 августа). Но данный документ имеет несколько другую задачу: он необходим Градостроительному кодексу для планирования в области обращения с землёй – чтобы свободные участки, потенциально необходимые для «общественных» нужд развития энергосистемы, не оказались занятыми к моменту реализации проекта. Поэтому территориальные схемы базируются на документах стратегического уровня и, как правило, содержат информацию практически обо всех объектах, сооружение которых теоретически возможно.
То, что работающая система прогнозирования и планирования существует – это само по себе хорошо, говорят эксперты. До принятия в 2009 году соответствующих постановлений в РФ был правовой пробел с системой прогнозирования. В последние годы существования РАО «ЕЭС России» акценты и так были смещены с вопросов развития в сторону придумывания рыночных правил и закрепления обязательств новых собственников по строительству новой генерации, а после ликвидации РАО «ЕЭС России» все документы, принятые на уровне энергохолдинга, и вовсе прекратили своё действие. «Правительство достаточно быстро разработало и приняло вполне работающую схему, действующую до сих пор», – сказал «Перетоку» источник в отрасли.

Энергетика для экономики

Основная задача электроэнергетики – обеспечение потребностей экономики и общества в гарантированном и стабильном энергоснабжении. Поэтому планы развития энергетической инфраструктуры «верстаются» исходя из прогнозов социально-экономического развития территорий. Конечный результат планирования – конкретные инвестиционные планы субъектов отрасли, позволяющие покрыть прогнозируемый спрос на электроэнергию и мощность. При этом также должны решаться задачи максимизации использования имеющихся мощностей и минимизации ценовой нагрузки на потребителей, сказал «Перетоку» директор Ассоциации «Совет производителей энергии» Игорь Миронов.
По мнению экспертов, основные «точки неэффективности» системы планирования в электроэнергетике связаны с качеством экономического прогнозирования в стране. «Основной фактор спроса на электроэнергию – экономический рост. Если существует переоценка или недооценка перспектив экономического роста, то это отразится и на прогнозах спроса на электроэнергию», – сказала «Перетоку» руководитель группы исследований и прогнозирования АКРА Наталья Порохова.
При этом цена неэффективности высока: отклонение от прогнозов в электроэнергетике приводит к серьёзным инвестиционным и ценовым последствиям, отметил ведущий научный сотрудник Института энергетики Высшей школы экономики, заведующий отделом развития и реформирования электроэнергетики ИНЭИ РАН Фёдор Веселов.

Макроэкономическая неопределённость

Эксперты указывают на проблемы в эффективности прогнозирования как «сверху», так и «снизу». Первое касается планов развития на уровне экономики в целом и конкретных, особенно энергоёмких, отраслей.
В 2014 году принят Федеральный закон о стратегическом планировании в РФ, достаточно подробно регламентирующий систему государственного прогнозирования в стране и регионах. Но утверждение подзаконных актов затягивается, и это создаёт риски расхождения прогнозов с теми, что закладываются в электроэнергетике, отметил Фёдор Веселов.
Правительство не очень хочет планировать на долгосрочную перспективу: изменения в мире происходят очень быстро, тем самым делая прогнозы нереалистичными. «Бюджет утверждается на 3 года, схемы социально-экономического развития экономики – на 5 лет. В таких условиях планирование энергетики на 15 и более лет – от лукавого», – считает Директор Фонда энергетического развития Сергей Пикин. В энергетике всё меняется не менее динамично, а новые технологии способны кардинальным образом изменить «положение энергетических дел». Например, разработка крупных, на сотни мегаватт, экономически эффективных накопителей энергии сразу изменит облик электроэнергетических систем, говорят эксперты.
В том числе по этим причинам правительство никак не утвердит Энергетическую стратегию до 2035 года (этот документ затрагивает и электроэнергетику, фиксируя спрос на энергоресурсы и задавая рамку для упомянутых схем территориального планирования). Без Энергостратегии невозможно утверждение и Генсхемы, в которой закрепляется, например, такой важный параметр долгосрочного развития, как энергобаланс по видам генерации. В настоящий момент ни один из стратегических документов, связанных с перспективным планированием в электроэнергетике, не даёт ответ на вопрос: какая должна быть оптимальная для экономики структура генерации, сказал зампредправления Ассоциации «НП Совет рынка» Владимир Шкатов.
Наиболее известный пример неэффективного планирования «сверху» – это ситуация с программой ДПМ, когда завышенные прогнозы роста спроса при формировании плана строительства новых мощностей в итоге привели к профициту мощности в размере около 10% и дополнительной нагрузке на потребителей. Из-за этого планирование и прогнозирование в электроэнергетике подвергается достаточно широкой критике, говорит Наталья Порохова.

Безответственное планирование

Качество экономического планирования на уровне регионов также оставляет желать лучшего. Во многих регионах программы развития разрабатываются неквалифицированно, если вообще разрабатываются, говорят эксперты. В том числе потому, что сейчас нет утверждённой на федеральном уровне единой для всех методологии разработки программ регионального экономического развития, а также правил планирования энергетической инфраструктуры.
«Разработка и установление на федеральном уровне методологии прогнозирования развития регионов и отраслей, а также выбора варианта прогноза социально-экономического развития не просто повысит эффективность принимаемых решений. Это будет системным решением проблемы «безответственного планирования» со стороны регионов, составляющих необоснованные прогнозы развития, на основании которых специалистами рассчитывается прогноз потребления электроэнергии и мощности, который в свою очередь учитывается при составлении схем и программ развития энергосистемы», – сказали «Перетоку» в «Системном операторе ЕЭС».
Неэффективное планирование является причиной ещё одной широко известной проблемы избыточных сетевых мощностей: потребители заявляются на определённый объём потребления, сетевая компания реализует инвестиционные решения, а потребления по факту не происходит. Сети стоят надозагруженными, а расходы на их содержание несут другие потребители за счёт роста для них тарифов.
Но в этой части не совсем верно отдавать всю ответственность регионам, отметил источник «Перетока» в отрасли: компании сами заинтересованы в освоении больших объёмов инвестиций. Федеральная антимонопольная служба пытается решить этот вопрос, предлагая ввести процедуру согласования инвестпрограмм естественных монополий с правлением службы. Но помимо этого нужно совершенствовать всю систему утверждения инвестиций и контроля за их выполнением. «Инвестиционное планирование требует пересмотра, нужно менять критерии инвестиций. Принципа «есть деньги – нужно осваивать» быть не должно», – считает Сергей Пикин.
По мнению Фёдора Веселова, необходимо выстроить механизм взаимодействия субъектов электроэнергетики, потребителей и администраций регионов при формировании программ развития региональной энергетики, в рамках которого все стороны, а не только субъекты электроэнергетики, несли бы полную ответственность за заявленные планы. Сейчас этого по факту нет ни на уровне регионов, ни на уровне компаний.

Связать воедино

Кроме этого, сегодня в российской электроэнергетике недостаточно проработана связь между прогнозами развития (в которых определяются объёмы и технологии) с финансовыми механизмами – рыночными и тарифными, за счёт которых это развитие может быть реализовано. Если с территориями, где генерация или сетевые объекты необходимы для покрытия уже имеющегося спроса всё более-менее понятно – они все поименованы в СиПР, то с тем, за счёт каких ресурсов строить объекты, ясности нет.
В части генерации механизмом планирования и прогнозирования в энергетике должен быть рынок мощности, считает Наталья Порохова. Регуляторы идут в этом направлении, запустив конкурсы по новой генерации в Тамани и отбор проектов ВИЭ, но пока не до конца успешно – конкурсы провалились, так как условия были не привлекательными для инвесторов.
Региональные прогнозы также должны учитывать более полный спектр альтернатив достижения требуемых целей. То есть нужно сравнивать эффективность решений по типам генерации, генерации или строительству сетей, крупной или распределённой генерации. «Также на региональном уровне очень важно повысить согласованность программ развития региональной электроэнергетики, схем теплоснабжения, схем территориального планирования. Сейчас они не всегда делаются с хорошей согласованностью по срокам, сценарным условиям, составу информации, и выбранным решениям», – сказал Фёдор Веселов. Согласованность нужна и на федеральном уровне, чтобы была увязка развития электроэнергетики с другими отраслями: газоснабжением, машиностроением, программой импортозамещения, говорит Сергей Пикин.

Источник: ПЕРЕТОК.РУ


23.08.2016

Сибири не хватило мощности

Масштабный блэкаут в Сибири, причиной которого стала небольшая авария в схеме выдачи мощности Рефтинской ГРЭС, стал далеко не первым иницидентом в отрасли с начала года. Вчера отключение нескольких ЛЭП привело к разделению Единой энергосистемы в Сибири на изолированные острова и возникновению дефицита мощности. Без электричества остались около 600 тыс. бытовых потребителей и несколько крупных предприятий, но энергоснабжение удалось относительно быстро восстановить. Эксперты считают, что энергосистема страны достаточно надежна, но по-прежнему недоинвестирована.

Причиной отключения нескольких ключевых ЛЭП на Урале и в Сибири, приведших вчера к блэкаутам, стал сравнительно небольшой сбой на Рефтинской ГРЭС (3,8 ГВт) “Энел Россия”. Как сообщило Минэнерго, из-за разрушения изолятора на открытом распределительном устройстве (ОРУ, система для выдачи выработки в сеть) 220 кВ ГРЭС в 14:12 по московскому времени автоматически отключились сразу несколько ЛЭП. На самой ГРЭС были отключены шесть энергоблоков с суммарной нагрузкой 2,3 ГВт.

Затем ситуация стала развиваться по стандартной схеме блэкаута: перераспределение мощности с отключенных ЛЭП на действующие приводила к росту нагрузки и отключению новых линий. В итоге, по данным Минэнерго, Тюменская энергосистема перешла на изолированный режим с профицитом в 1,4 ГВт, были выключены два блока по 200 МВт на Тюменской ТЭЦ-1 “Фортума”. Действующие в регионе Сургутская ГРЭС-1 и ГРЭС-2 снизили нагрузку на 1 ГВт. Из-за аварийного отключения ЛЭП, обеспечивающих перетоки электроэнергии в Сибирь, Забайкальская, Томская, Красноярская, Хакасская, Иркутская, Бурятская и часть Кузбасской энергосистемы также перешли на изолированную работу с дефицитом мощности. Для того чтобы уравновесить энергосистему, была включена резервная генерация и в европейской части России, в том числе и на юге страны: в “Интер РАО” сообщили, что для ликвидации последствий снижения частоты в сети 12 станций холдинга увеличили нагрузку, в том числе Джубгинская ТЭС в районе Сочи. В “Энел Россия” сообщили, что шестой блок Рефтинской ГРЭС был включен в 19:12 по московскому времени: “Все оборудование станции работоспособно и будет поэтапно включено в сеть, о причинах ситуации будет сообщено дополнительно”.

В результате аварии без электроснабжения оставались около 600 тыс. бытовых потребителей в Бурятии, на Алтае и в Забайкалье, Новосибирской, Кемеровской и Омской областях. Отключения затронули и промышленность: по данным Минэнерго, остановили работу предприятия нефтедобычи ЛУКОЙЛа, был зафиксирован сбой в движении поездов, встал “Томскнефтехим” СИБУРа. В СИБУРе “Ъ” пояснили, что защитные системы производств сработали в штатном режиме и шел “технологический сброс углеводородного сырья на факельную систему”. Общая мощность отключенных потребителей — 1,35 ГВт. В 15.45 по московскому времени электроснабжение было восстановлено.

С начала года произошло несколько крупных инцидентов в энергетике. В конце июля случилась авария на ЛЭП, соединяющих Восточную и Западную Сибирь, что также привело к ограничениям поставок энергии (см. “Ъ” от 27 июля). В мае на полчаса было отключено электроснабжение Крыма из-за бетономешалки, оборвавшей ЛЭП в районе Симферополя. А в феврале произошел пожар на третьем энергоблоке Березовской ГРЭС “Юнипро” (ремонт обойдется в 25 млрд руб.).

Но в Минэнерго фиксируют ежегодное снижение количества аварий в генерации: в 2015 году оно снизилось на 5%, до 4318 случаев. В Федеральной сетевой компании (ФСК, владеет магистральными ЛЭП) ранее заявляли, что по итогам первого полугодия аварийность в магистральных сетях снизилась на 14,7%. Наталья Порохова из АКРА полагает, что аварии в сетях и в генерации могут быть связаны с проблемой высокого износа в отрасли и потребности в инвестициях, накопленной за период недоинвестирования в 1990-х годах. “За последние семь-десять лет, когда начался резкий рост инвестиций в отрасли, реновация коснулась только 10-15% мощностей”,— говорит она. Владимир Скляр из “Ренессанс капитала” считает, что говорить о резком снижении числа аварий в энергетике в последние 10-15 лет не приходится. В то же время российская энергосистема остается одной из самых надежных в плане поставок в Европе, поэтому “она легко справляется с краткосрочным выбытием мощностей”.

Источник: Коммерсантъ


23.08.2016

Новую генерацию рынок не хочет

Крупные потребители предложили Минэнерго отказаться от выплаты новой генерации повышенных вынужденных тарифов. Обычно этот механизм используют для поддержки старых мощностей, необходимых для надежности энергосистемы, но ряд ТЭС, не попавших в обязательные инвестпрограммы, получают вынужденный тариф для возврата инвестиций. “Сообщество потребителей электроэнергии” считает, что вместо этого можно провести дешевые замещающие мероприятия и снять лишнюю нагрузку с энергорынка. Одним из первых пострадавших от нововведений рискует стать инвестор Ноябрьской ПГЭ в ЯНАО.

Потребители электроэнергии выступили против скрытого возмещения инвестиций в новые электростанции за счет повышенных вынужденных тарифов. Ассоциация “Сообщество потребителей энергии” 8 августа предложила Минэнерго определить сроки проведения замещающих мероприятий для такой генерации. Речь идет о ТЭС, построенных уже после реформы РАОЕЭС России”, но не попавших в обязательные инвестпрограммы: в этом случае вложения возмещаются по договорам на поставку мощности (ДПМ) с более высокими выплатами с энергорынка. В итоге, так как эти объекты нужны для надежного энергоснабжения, они признаются “вынужденной генерацией” и получают повышенный тариф на мощность.

Статус вынужденных обычно дается не новым, а устаревшим и неэффективным станциям, для которых пока нет замены. В “Сообществе потребителей энергии” считают, что энергокомпании, чьи мощности нельзя назвать неэффективными, используют вынужденный статус для получения нерыночных доходов. Государство стимулирует замещение вынужденных, например строительство новых сетей или котельных, но закон не определяет сроки таких мероприятий для новых мощностей (для старых на это отводится два года), а нагрузка за содержание вынужденного генератора ложится на потребителей.

Из новой генерации вынужденный статус есть у Курганской ТЭЦ-2 (225 МВт), Юго-Западной ТЭЦ (570 МВт) в Петербурге, ТЭС “Москва-Сити” (236 МВт), Ноябрьской ПГЭ (120 МВт), замечает Наталья Порохова из АКРА. Потребителей особо волнует Ноябрьская ПГЭ (инвестор — “Интертехэлектро — Новая генерация”), построенная в 2010-м и уже с 2011 года имеющая вынужденный статус. Инвестиции в ПГЭ — 9 млрд руб. (3 млрд руб.— собственные средства, остальное — кредит Сбербанка). По расчетам ассоциации, потребители первой ценовой зоны оптового рынка (Европа и Урал) платят ПГЭ около 1 млрд руб. в год сверх рынка, а стоимость замещения (модернизация сетей) они оценили в 30-50 млн руб. “Сообщество потребителей энергии” предлагает включать замещение в схему и программу развития энергетики и учитывать его в региональных программах развития. Это, считают потребители, обяжет “Системного оператора” (СО) и сети быстрее разрабатывать и выполнять замещение.

Коэффициент использования установленной мощности ПГЭ запредельно высок для тепловой генерации — 96,8% в 2015 году. Но, по словам гендиректора “Интертехэлектро — Новой генерации” Станислава Карапетяна, станция не может пройти конкурентный отбор мощности наравне со всеми из-за того, что ее ценовая заявка включает инвестсоставляющую. Вынужденные тарифы позволяют возвращать вложенные средства, и генератор не планирует проводить замещение как минимум до получения выручки в объеме, аналогичном ДПМ, то есть до 2023 года.

В ответ на письма “Сообщества потребителей энергии” по Ноябрьской ПГЭ в Минэнерго ответили, что “поддерживают необходимость выполнения “Тюменьэнерго” (входит в “Россети”.— “Ъ”) мероприятий, требующихся для вывода” станции, но НТЦ ФСК ЕЭС еще готовит ТЭО таких мероприятий. В “Тюменьэнерго” подчеркнули, что замещающие мероприятия будут включены в инвестпрограмму после распоряжения СО, которое не поступало. В СО заявили, что ждут “приказа Минэнерго о согласовании вывода из эксплуатации объекта”. В Минэнерго “Ъ” сообщили, что предложение “Сообщества потребителей энергии” учтут при подготовке правил разработки и утверждения схем и программ развития электроэнергетики. В “Россетях” считают: порядок вывода генерации нужно утвердить на уровне правительства, “в рамках такого документа должны быть отражены как технические мероприятия, так и механизмы компенсации затрат”.

Повышенный вынужденный тариф позволяет окупать генерацию с доходностью 14% за 15 лет, говорит Наталья Порохова. “Альтернатива этому тарифу для окупаемости — рынок на сутки вперед, где более эффективные новые станции получают прибыль, но срок окупаемости здесь гораздо выше — около 30 лет”,— замечает она.

Источник: ЭПР


23.08.2016

Минвостокразвития рассчитывает на поставки электроэнергии в страны АТР

Глава Минвостокразвития РФ Александр Галушка в интервью газете «Известия» заявил, что в ходе Восточного экономического форума (ВЭФ) намерен обсудить возможности заключения контракта о поставках электроэнергии на рынки Китая, Японии и Южной Кореи.

«У нас избыток энергомощностей на Дальнем Востоке, в Китай мы уже поставляем электроэнергию, и это выгодно. Поставки электроэнергии с Дальнего Востока на рынки Китая, Японии и Кореи отвечают интересам развития Дальнего Востока. Минэнерго завершает необходимые расчёты, и на форуме мы уже сможем обсудить на базе этого технико-экономического обоснования возможности заключения контракта, его рентабельность, источники финансирования и т. д.», – сказал министр.

Ранее сообщалось, что для решения вопросов о поставках электроэнергии из России в Японию в рамках энергокольца Россия – Япония – Корея – Китай при Минвостокразвития была создана специальная рабочая группа.

Источник: ПЕРЕТОК.РУ


23.08.2016

Госполитику в электроэнергетике необходимо корректировать с учетом реальных условий развития отрасли

В Аналитическом центре обсудили стратегические направления развития электроэнергетики России, планы развития электроэнергетических компаний и целевые ориентиры и барьеры для развития отрасли в долгосрочном периоде. В дискуссии приняли участие представители федеральных органов исполнительной власти, компаний ТЭК, экспертных организаций и академического сообщества.

Давая оценку состоянию долгосрочного развития электроэнергетики России, эксперты отметили необходимость корректировки государственной политики отрасли, включая вопросы долгосрочного планирования и подходы к совершенствованию моделей функционирования оптового рынка электроэнергии и мощности и розничных рынков электроэнергии.

«При текущем соотношении ценовых параметров – стоимость топлива, строительства, обслуживания – поддерживать работоспособность избыточной части действующих мощностей для целей покрытия перспективного спроса дешевле, чем построить впоследствии новые генерирующие объекты», — считает директор по энергетическим рынкам АО «СО ЕЭС» Андрей Катаев. Эксперт уверен, что нужно создать экономический механизм, гарантирующий возможность возврата в работу временно законсервированного оборудования. По мнению специалиста, такой механизм позволит сформировать долгосрочный резерв, например, для обеспечения выбывшего из работы на длительный срок оборудования.

Заместитель председателя правления ассоциации «НП Совет Рынка» Владимир Шкатов определил электроэнергетическую систему как совокупность электростанций, линий электропередачи и подстанций потребителей, объединенных единым процессом производства, преобразования, транспорта, распределения и потребления электрической энергии. «Данная система не отвечает требованиям современности, так как специалисты не могут предугадывать пути развития электроэнергетики. Поэтому перед нами стоит задача перепроектировать единую энергетическую систему под новое состояние генерации», — уверен Шкатов. По мнению эксперта, необходим анализ текущей ситуации, и только после этого можно формировать цели развития. «При создании новых документов нужно точно определить ответственных за проекты, сроки реализации, проверяющие органы и источники финансирования. Необходима точная последовательность действий, и именно этого не хватает в стратегических документах», — полагает Шкатов.

Директор по реализации электрической энергии и мощности ОАО «Фортум» Альфред Ягафаров считает, что государственное регулирование не позволяет рынку сформировать рыночные сигналы и привлечь частного инвестора. «В этих условиях единственным способом привлечения частного капитала является механизм гарантированных инвестиций, который разделился на два сектора: рыночный и нерыночный», — сказал эксперт. Согласно официальным данным Минэнерго России, возраст более 50% тепловой генерации ЕЭС России превышает 30 лет, а 22% — 50 лет. «Старение тепловой генерации сопровождается постепенной «котельнизацией» страны и ростом тарифной нагрузки на потребителей», — уточнил Ягафаров. Необходимое развитие тепловых генерирующих мощностей возможно только с привлечением частного капитала, то есть в рыночных условиях, уверен эксперт.

Источник: РЭЭ


22.08.2016

«Россети» начали массовое банкротство сбытовых компаний

Группа ЗАО «Межрегионсоюзэнерго» (МРСЭН бизнесмена Юрия Шульгина), объединяющая энергосбытовые компании в нескольких регионах России, продолжает наращивать долги как перед сетевыми организациями, так и на оптовом рынке электроэнергии. Накануне сразу две «дочки» ПАО «Россети» подали иски о банкротстве активов МРСЭН, а на часть имущества группы был наложен арест. Общая сумма долга перед ОАО «МРСК Урала» и ОАО «МРСК Северо-Запада» перевалила за 5 млрд рублей. Компании уже рассматривают варианты перехода на прямые расчеты с потребителями, минуя услуги сбытов. Параллельно с этим генерирующие компании заявляют о нарушении обязательств со стороны структуры Шульгина на оптовом рынке электроэнергии. По данным ТГК-2, компания накопила задолженность в 750 млн рублей, нарушая сроки платежей в течение последних 8 месяцев. Просрочка на ОРЭМ является основанием для лишения активов МРСЭН статусов гарантирующих поставщиков «Советом рынка».

ОАО «МРСК Урала» и ОАО «МРСК Северо-Запада» (входят в ПАО «Россети») подали иски о банкротстве двух сбытовых компаний, входящих в группу МРСЭН. Уральская компания требует признать несостоятельным ОАО «Роскоммунэнерго» (РКЭ), осуществляющее функции гарантирующего поставщика в Нижнем Тагиле. Как указывают в «МРСК Урала», общая сумма долга на 18 августа составляет 807 млн рублей, причем 717 млн рублей – просроченная.

«Из-за неплатежей у крупных сетевых компаний – держателей «котла» отсутствует источник как для своевременного расчета с территориальными сетевыми организациями, ФСК, так и для реализации собственных производственных планов, выполнения обязательств перед потребителями. Срыв сроков платежей создает реальную угрозу выполнению собственных производственных планов энергокомпании, реализации ремонтной и инвестиционной программ», – резюмировал представитель «МРСК Урала».

Аналогичные проблемы испытывает и «МРСК Северо-Запада», в зоне ее деятельности работают сразу 2 энергосбыта группы МРСЭН – «Архэнергосбыт» и «Вологдаэнергосбыт». По данным компании, дебиторка компании Шульгина превышает треть от общего показателя.

«Общая дебиторская задолженность «МРСК Северо-Запада» за оказанные услуги по передаче электроэнергии на 1 июля составила 11,9 млрд рублей, в том числе просроченная – 9,4 млрд рублей. Наиболее крупный просроченный долг имеют ПАО «Архангельская сбытовая компания» и ОАО «Вологодская сбытовая компания», входящие в группу «Межрегионсоюзэнерго» и выполняющие функции гарантирующих поставщиков электроэнергии в регионах. На конец второго квартала эти компании имеют просроченную задолженность перед энергетиками в размере 3,5 млрд и 921 млн рублей соответственно», – пояснили в пресс-службе «МРСК Северо-Запада».

В компании заявляют, что «Архэнергосбыт» и «Вологдаэнергосбыт» фактически прекратили оплату услуг в 2013 году, с тех пор деньги поступают только по исполнительным листам. На данный момент «дочка» «Россетей» добивается банкротства АО «Архэнергосбыт».

«В августе мы направили в Арбитражный суд Карачаево-Черкесской республики (по месту регистрации компании. – Прим. ред.) заявление о признании банкротом ПАО «Архэнергосбыт». Чуть ранее судебные приставы наложили арест на имущество «Архангельской сбытовой компании». В июле судебные приставы произвели арест объектов недвижимости, служебного транспорта, денежных средств из кассы, счетов в банках. Мера ареста избрана, потому что «Архэнергосбыт» не исполняет в добровольном порядке свои обязательства по погашению задолженности перед сетевой компанией. Также мы сейчас проводим массовую кампанию по переводу крупных потребителей на прямые договоры, чтобы получать средства за услуги по передаче электроэнергии, минуя недобросовестного посредника», – резюмировал представитель «МРСК Северо-Запада».

Отметим, что неконтролируемый прирост дебиторской задолженности в территориях присутствия проблемных сбытов зачастую настолько велик, что вызывает у сетевиков оправданные подозрения в нечистоплотности работы компании. Так, по данным Минэнерго Свердловской области, в Нижнем Тагиле он достигает 98%, а по информации северной «дочки» «Россетей», в Архангельской и Вологодской областях превышает 90%.

Помимо долгов перед сетевыми организациями, компании группы «Межрегионсоюзэнерго» наращивают обязательства перед генераторами. В частности, «Архэнергосбыт» задолжал 754 млн рублей ОАО «ТГК-2», нарушив уже не один срок платежей. В генерирующей компании эту сумму называют рекордной, отмечая, что на долю проблемного сбыта приходится 75-80% общей дебиторки ТГК-2, «что характеризует «Архэнергосбыт» как наиболее злостного неплательщика».

«Традиционно для себя сбытовая компания 15 августа пропустила очередной платеж, предусмотренный регламентом финансовых расчетов на ОРЭМ. Таким образом, за последние 8 месяцев «Архэнергосбыт» пренебрег действующими нормами и правилами 22 раза, удерживая долг на уровне 3-5 контрольных дат. Снижение задолженности «Архэнергосбыта» происходит только при угрозе потери статуса субъекта оптового рынка», – приводят неутешительную статистику специалисты генерирующей компании.

Просроченные обязательства на оптовом рынке электроэнергии и мощности (ОРЭМ) могут послужить основанием для «Совета рынка», чтобы поднять вопрос о лишении компании и статуса гарантирующего поставщика. Таким образом, энергосбыт потеряет доступ и к «опту». Отметим, по данным ОАО «Оператор торговой системы» на 19 августа, все сбыты, входящие в группу МРСЭН («Роскоммунэнерго», «Архэнергосбыт», «Вологдаэнергосбыт» и «Хакасэнергосбыт»), числятся в рейтинге основных должников на ОРЭМ.

Только архангельский сбыт, по данным НП «Совет производителей энергии», задолжал генерации порядка 1,1 млрд рублей. В связи с этим «Совет рынка» даже выносил на рассмотрение наблюдательного совета вопрос о лишении компании статуса субъекта ОРЭМ, однако, судя по всему, сбыт перечислил какую-то часть задолженности. Уход с оптового рынка, по сути, будет означать, что компания не сможет покупать электроэнергию у генераторов и вообще «вести деятельность в правовом поле».

Специалисты ТГК-2 отмечают, что в настоящее время правила рынка весьма лояльны к хроническим нарушителям платежной дисциплины. В данном случае остается надеяться на скорое выполнение поручений президента РФ по вопросам наведения порядка и укрепления платежной дисциплины в электроэнергетике, в том числе путем внесения соответствующих изменений в регламенты оптового рынка.

Напомним, масштабный анализ крупнейших должников будет предоставлен президенту РФ Владимиру Путину. Согласно указу, документ должен быть подготовлен до 1 сентября 2016 года. «Минэнерго России во взаимодействии с публичным акционерным обществом «Российские сети» и ассоциациями «Некоммерческое партнерство «Совет рынка», «Некоммерческое партнерство Гарантирующих поставщиков и Энергосбытовых компаний» представит анализ просроченной задолженности гарантирующих поставщиков электроэнергии в разрезе субъектов РФ. В том числе, причин ее образования, влияния указанной задолженности на деятельность хозяйствующих субъектов и энергорынка в целом, а также предложения нормативного правового характера по ограничению формирования данного вида задолженности и нормализации взаиморасчетов в сфере электроэнергетики», – говорится в поручении президента.

В «МРСК Урала» и «МРСК Северо-Запада» «Правде УрФО» подтвердили, что регулярно направляют информацию о проблемных должниках, в частности, компаниях группы МРСЭН, в материнское ПАО «Россети», где они будут агрегироваться и передаваться в Минэнерго РФ. Ранее сетевики подготовили список предложений по изменению законодательства. В частности, «Россети» предлагали лишать сбыты статуса гарантирующего поставщика за просрочку платежей перед электросетевыми организациями в течение двух периодов. Однако пока эта инициатива не получила хода в Минэнерго РФ. На данный момент участники рынка могут лишиться статуса ГП только за долги на «опте».

По мнению директора «Энергофонда» Сергея Пикина, компании группы МРСЭН не лишатся статуса ГП, несмотря на то, что многие в отрасли прочили ей судьбу скандально известного «Энергострима». По мнению эксперта, для начала ситуация должна набрать некую критическую массу, которая перевесит те «сдерживающие факторы», позволяющие сбытам Шульгина оставаться наплаву.

«Вопрос лишения сбытовых компаний, входящих в группу «Межрегионсоюзэнерго», статуса ГП неоднократно рассматривался наблюдательным советом НП «Совет рынка», но решения вынесено не было. Почему – это уже другой вопрос, видимо, есть некие стабилизирующие факторы», – неоднозначно указал собеседник издания.

«Правда УрФО» ранее подробно сообщала, что правительство Свердловской области уже обращалось в «Совет рынка» с предложением рассмотреть вопрос о лишении «Роскоммунэнерго» статуса гарантирующего поставщика.

«Правда УрФО» продолжит следить за развитием событий.

Источник: РЭЭ


16.08.2016

АО “ОЭК” реализует мероприятия по художественному оформлению фасадов трансформаторных подстанций

АО “Объединенная энергетическая компания” продолжает ежегодную работу по художественному оформлению фасадов зданий трансформаторных подстанций (ТП), находящихся в собственности или аренде организации.

В 2016 году была разработана новая красочная концепция художественного оформления технических сооружений, реализуемая АО “ОЭК” совместно с граффити-компанией “Украсим Город!”. Она посвящена уникальным российским пейзажам и животным, занесенным в “Красную Книгу”. Благодаря такому оформлению серые здания трансформаторных подстанций, которые есть в каждом дворе, становятся объектами уличного искусства.

В весенне-летний период будут расписаны 105 ТП. В настоящее время все работы практически выполнены и будут полностью закончены к 31 августа.

При создании концепции учитывался и социально-просветительский момент. В работах художников проведены параллели между округами Москвы и регионами России. Главная тема оформления связана с географическим положением городского района. ТП в Западном округе Москвы украсят пейзажи Смоленской и Псковской областей, чайки и аисты Калининградской области. Жители Северного округа увидят в своих дворах пейзажи Ленинградской области, горные реки Карелии, лосей и северных оленей республики Коми. На востоке Москвы можно будет полюбоваться вулканами Камчатки, дельфинами и китами с Дальнего Востока, горами Алтая. Еще одна тема оформления будет посвящена животным, занесенным в “Красную книгу”.

“Наша главная задача – бесперебойно обеспечивать горожан электроэнергией, – говорит генеральный директор АО “ОЭК” Андрей Майоров. – Но не менее важно, чтобы наши промышленные сооружения украшали город. В силу специфики нашей деятельности мы не можем строить архитектурно оригинальные сооружения, поэтому граффити-рисунки на ТП – лучший вариант для создания позитивного настроения у москвичей и гостей столицы”.

Художественное оформление трансформаторных подстанций позволяет создать более эстетичный и ухоженный вид дворов в спальных микрорайонах. Кроме того, в зимнее время красочно оформленные ТП становятся своего рода психологической разгрузкой для людей, живущих поблизости.

Также по статистике, объекты электросетевой инфраструктуры, украшенные художественными рисунками, в меньшей степени подвергаются актам вандализма.
Забота об окружающей среде и архитектурном облике столицы – важная составляющая деятельности АО “ОЭК”. Компания не первый год проводит работу по художественному оформлению фасадов зданий энергетического хозяйства. Кроме того, АО “ОЭК” занимается эксплуатацией наружного освещения и архитектурно-художественной подсветки столицы, улучшая облик Москвы за счет установки приборов освещения, а также переноса воздушных линий передач под землю.

Информация об АО “ОЭК
АО “ОЭК” создано по Распоряжению Правительства Москвы в 2004 г. С момента создания и до мая 2011 года осуществляло владение электросетевым имуществом, передаваемое г. Москвой в уставной капитал компании. С мая 2011 начало деятельность как полноценная электросетевая компания. В настоящее время Компания самостоятельно реконструирует и развивает принадлежащие городу Москве электросети, эксплуатирует существующие, обеспечивает проектирование и строительство новых электрических сетей. Одним из основных видов деятельности является технологическое присоединение потребителей к электрическим сетям Компании. Кроме того АО “ОЭК” обеспечивает порядка 20% транспорта электроэнергии Москвы и является компанией, которая обслуживает электросети всех классов напряжения. Приоритетный проект Компании – создание разветвленной электрической сети напряжением 20 кВ, которая обеспечит возможность присоединения всех потребителей на территории города Москвы и позволит исключить дефицит мощности на ближайшие 20 лет, технологически приблизив столицу к ведущим мегаполисам мира.

АО “Объединенная энергетическая компания”
115035 г. Москва, Раушская набережная, д.8
Тел.: (495) 657-91-01 (1164)
pressa@uneco.ru
www.uneco.ru

Источник: Прайм


16.08.2016

Свистать всех на реки. На водные пути скинутся энергетика и автотранспорт.

Правительство признало, что проинвестировать развитие внутренних водных путей мелеющий бюджет не сможет. Минтранс предложил, чтобы за углубление рек и ремонт шлюзов заплатили владельцы большегрузных фур за счет повышения акциза на дизтопливо или платежей в системе “Платон”. Также есть идея переложить бремя инвестиций в водные пути на владельцев ГЭС. Владельцы судов к идее отнеслись положительно, но энергетики и автоперевозчики ожидаемо ее раскритиковали. Впрочем, и в правительстве пока нет однозначной поддержки идей Минтранса.

Вчера на заседании президиума Госсовета по развитию внутренних водных путей министр транспорта Максим Соколов предложил решить проблемы инфраструктуры за счет других отраслей — энергетиков и транспорта. По данным доклада Минтранса, ежегодная потребность в финансировании речных путей составляет 21,6 млрд руб., дефицит — 7,4 млрд руб. По плану к 2018 году нужно перейти на полное финансирование инфраструктуры из бюджета и других источников. Минтранс этими источниками видит дополнительный акциз на дизтопливо, используемое “преимущественно большегрузными коммерческими автомобилями”, при этом рост его стоимости не превысит 1%. Кроме того, глава Минтранса не исключил, что средства на водные пути могут быть вписаны в повышение тарифов системы “Платон” (взимания платы с 12-тонных фур). Такой тариф предлагается вводить в навигацию (с апреля по ноябрь) на магистралях, совпадающих по направлениям с водными путями. Также в этот сезон, полагает министр, было бы целесообразно не давать скидки массовым и тяжеловесным грузам на железной дороге.
Глава Минтранса также добавил, что выход на полноценное финансирование внутренних водных путей приведет к созданию новых гидротехнических сооружений, что повысит пропускную способность.

Затем, по его словам, можно будет установить сбор с судоходных компаний за пользование такими объектами. Также в Минтрансе считают возможным ввести платежи на внутренние водные путей с энергии, выработанной на ГЭС, что может компенсировать их негативное воздействие на судоходство.

“Река — это та же дорога,— говорит президент Российской палаты судоходства Алексей Клявин.— Но задача в том, чтобы обеспечить сбалансированное развитие всех видов транспорта”. Дорожный фонд, приводит пример господин Клявин, доказал свою эффективность. Но в отраслях к идеям Минтранса отнеслись критически. Директор по операциям FM Logistic Александр Павлов отмечает, что не совсем ясна связь между развитием речного транспорта и повышением акцизов. Дизтопливом пользуются не только коммерческие автомобили, говорит он, а по реке можно снабдить ограниченный круг получателей. По данным “Автостата”, в первом полугодии продажи легковых машин с дизельными двигателями составили 42,2 тыс. штук (7,4% от рынка), доля грузовиков на дизтопливе, по оценкам экспертов “Ъ”, занимает более 90% в сегменте.
Глава логистических операций DPD в России Дмитрий Воеводин уверен, что большегрузный транспорт и так несет большую финансовую нагрузку — плата за проезд по федеральным трассам, тахографы, платные участки и т. д. Рост акциза отразится и на средне- и малотоннажном транспорте, считает эксперт, это может привести к закрытию части компаний, которые работают с минимальной рентабельностью. По мнению Михаила Турукалова из “Аналитики товарных рынков”, идея увеличить акциз на дизтопливо для одной категории потребителей столкнется с проблемой администрирования.

В “РусГидро” инициативу Минтранса не комментируют. В “Евросибэнерго” сообщили, что еще не знакомы с предложением и “будут его изучать”. Там подчеркнули, что ГЭС уже оказывают услуги водному транспорту, регулируя уровень рек для навигации, “и эти услуги также должны оплачиваться”. В компании заметили, что ГЭС платят водный налог: его ставка в течение десяти лет будет увеличиваться на 15% в год, то есть к 2025 году вырастет почти в пять раз. По данным “Ъ”, Минэнерго в начале августа уже дало отрицательный ответ на идею Минтранса, в частности, так как эта мера может привести к росту тарифной нагрузки для населения.

Вице-премьер Аркадий Дворкович на заседании Госсовета отметил, что правительству не хотелось бы увеличивать финансовую нагрузку, поэтому “действовать нужно аккуратно”, а дополнительная нагрузка на ГЭС может привести к сокращению инвестпрограмм “РусГидро”. Но вице-премьер не исключил, что в рамках налогового маневра ставки акциза на дизтопливо будут скорректированы с учетом “интересов” внутренних водных путей. При этом до конца 2018 года на повышение налоговой нагрузки Владимиром Путиным наложен мораторий (формально закреплен правительством в 2015 году в “Основных направлениях налоговой политики на 2016-2018 годы”). Но это не мешает ведомствам искать возможности роста нагрузки: при подготовке бюджета на 2016 год при корректировке “налогового маневра” было изъято 300 млрд руб. у нефтегазового сектора, а из-за нехватки доходов с 1 апреля были подняты ставки акциза на автобензин и дизтопливо (чиновники объясняли, что акцизы — это особый вид платежей и потому налоговый мораторий не нарушен).

Источник: Коммерсантъ


12.08.2016

Электрические сети: укрупнение вместо частного управления

Российская электроэнергетика вновь заинтересовала крупных частных инвесторов. Об этом свидетельствует желание АФК «Система» взять в управление входящую в холдинг «Россети» «МРСК Центра». Компания обратилась с соответствующей просьбой в правительство. Однако шансов на её удовлетворение немного по двум причинам. Во-первых, «МРСК Центра» – одна из наиболее эффективных компаний «Россетей». Во-вторых, сам госхолдинг намеревается консолидировать все активы МРСК в целях создания эффекта масштаба и сокращения за счёт этого постоянных издержек и капитальных затрат.

Сети давно привлекают различных потенциальных инвесторов. Ещё до завершения реформы РАО «ЕЭС России» активно шли разговоры о том, чтобы приватизировать некоторые межрегиональные распределительные сетевые компании (МРСК), желательно с привлечением зарубежных инвесторов, которые привнесли бы не только деньги, но и управленческий опыт.

Для привлечения инвестиций предлагалось перевести все сети на долгосрочную систему тарифного регулирования по методу доходности на инвестированный капитал – так называемый RAB (Regulatory Asset Base).

После того как система начала внедряться в 2010–2011 годах, в регионах начались протесты против чрезмерного роста тарифов на передачу электроэнергии, в результате чего тарифы были скорректированы так называемым методом сглаживания, то есть распределения возврата инвестиций на более длительный срок.

В 2012 году холдинг «МРСК» (прежнее название компании «Россети», до присоединения к холдингу Федеральной сетевой компании) передал в управление французской компании ErdF (подразделение EDF) одно из своих дочерних обществ – Томскую распределительную компанию. В холдинге этот опыт признали неудачным, и в июле 2015 года решением собрания акционеров ТРК полномочия управляющей организации были прекращены. Решающую роль в этом вопросе сыграла девальвация российской валюты – договор на управление был заключён в евро. По словам директора Фонда энергетического развития Сергея Пикина, плата за управление оказалась высокой по сравнению с результатом.

Отметим, что у АФК «Система» есть опыт управления сетями. Компания владеет Башкирской электросетевой компанией (БЭСК), которая в 2012 году была выделена из «Башкирэнерго». Однако масштабы деятельности этой компании существенно меньше, чем у «МРСК Центра». В пресс-службе АФК отказались комментировать интерес холдинга к «МРСК Центра».

Сам по себе интерес частных инвесторов к электросетевому комплексу выглядит как позитивный сигнал для отрасли в целом. Понятно, что в условиях обсуждаемой отмены RAB-регулирования или же как минимум существенного ограничения роста тарифов единственной возможностью зарабатывать на передаче электроэнергии станет серьёзный рост эффективности.

Передача в управление в целом показала хороший результат на примере генерации. Основной потенциал роста эффективности в сетевом комплексе, по мнению руководителя группы исследований и прогнозирования Аналитического кредитного рейтингового агентства (АКРА) Натальи Пороховой, заключается в контроле за капитальными издержками, снижении потерь и росте показателей качества (в частности, снижении времени отключений).

«МРСК Центра» наряду с МОЭСК и «Тюменьэнерго», по мнению эксперта, относится к наиболее сильным с точки зрения финансовой устойчивости (объёма прибыли и уровня долга) компаниям холдинга «Россети».

Кроме того, она является единственной из «большой тройки», для которой хотя бы теоретически открыта возможность прихода стратегического инвестора. В случае с МОЭСК мог бы вмешаться второй крупнейший после «Россетей» акционер – Газпром. А «Тюменьэнерго» отличается невысокими потерями, поскольку обслуживает нефтяную и газовую промышленность, закупающую большие объёмы электроэнергии на высоких уровнях напряжения (в числе клиентов компании – «Роснефть», «Сургутнефтегаз», Газпром и др.)

В составе «Россетей» есть и слабые с финансовой точки зрения компании, в их числе – «МРСК Северного Кавказа», «МРСК Юга», «Янтарьэнерго». Интереса к этим активам крупные частные инвесторы до сих пор не проявляли.

Стратегия развития электросетевого комплекса изначально предусматривала возможности приватизации распределительных сетей. Однако в настоящее время она предполагает консолидацию активов на базе «Россетей».

«Консолидация сетей – одна из ключевых задач, которую решает Минэнерго России в рамках обозначенной стратегии развития отечественного электросетевого комплекса», – рассказали порталу «Переток» в пресс-службе Минэнерго России. Там также добавили, что укрупнение сетей, по мнению министерства, позволит более последовательно проводить мероприятия по модернизации электросетевого хозяйства, что уменьшит потери в сетях и в конечном итоге будет способствовать повышению эффективности их функционирования.

В то же время в «Россетях» сообщили, что оснований для передачи в управление какого-либо дочернего общества госхолдинга в настоящий момент нет, поскольку именно консолидация электросетевых активов позволяет улучшать производственные показатели. «Операционные расходы «Россетей» упали на 3,8% за 2013–2015 годы при росте выручки на 1,4%. Однако это достигается преимущественно за счёт централизации и эффекта масштаба», – отмечает Наталья Порохова.

Таким образом, крупнейшие электросетевые активы в ближайшем будущем вряд ли отойдут в управление или собственность частным инвесторам.

Между тем услуга по управлению электросетевыми активами может стать востребованной в процессе консолидации рынка территориальных сетевых организаций (ТСО), которую проводит Минэнерго России.

Ещё в начале 2015 года в России насчитывалось более трёх тысяч ТСО, значительная часть которых была создана не как бизнес по оказанию услуг передачи электроэнергии, а для получения тарифа почти «из воздуха».

В конечном счёте существование таких небольших компаний приходится оплачивать потребителю.

Собственники электросетевых объектов, утратившие статус ТСО, вправе самостоятельно определить дальнейшую судьбу принадлежащих им электросетевых активов. Например, они могут передать объекты электросетевого хозяйства в срочное владение и пользование другой ТСО либо полностью избавиться от электросетевого имущества, продав его заинтересованному покупателю.

Как считают в Ассоциации «НП ТСО», если на рынке будет несколько крупных высокоэффективных игроков и средние компании, у регуляторов сохранятся ориентиры для сравнительного анализа уровня затрат, надёжности и качества обслуживания потребителей услуг электросетевых организаций. «По итогам 2015 года, например, можно отметить, что у ряда компаний, которые управляются частными инвесторами, достаточно низкий уровень удельных затрат на условную единицу оборудования», – отметила директор департамента по связям с органами власти Ассоциации «НП ТСО» Наталья Готова.

По её мнению, процесс укрупнения в электрических сетях позволит повысить эффективность ТСО за счёт сокращения некоторых управленческих функций, а следовательно, сокращения затрат на фонд оплаты труда. Также важно, что более крупные компании могут получать кредитное финансирование по более низкой ставке. Кроме того, эффект синергии может возникнуть при объединении расположенных рядом активов, что позволит более эффективно планировать загрузку и строительство электросетевых объектов.

Источник: ПЕРЕТОК.РУ