ЗАО "КЭС" намерено 15 июля вынести на совет директоров "Пермэнерго" вопрос о неэффективности менеджмента компании :: Cтационарные аккумуляторные батареи
 





тел. Ростов+7 569 0020265,
не дозвонились?мы перезвоним!

На объектах, где используются стационарные аккумуляторные батареи важно обеспечить четкое и неукоснительное соблюдение всех требований по их надлежащей эксплуатации и обслуживанию.

ЗАО "КЭС" намерено 15 июля вынести на совет директоров "Пермэнерго" вопрос о неэффективности менеджмента компании

14-07-2004
Росбизнесконсалтинг

ЗАО "Комплексные энергетические системы" (КЭС) намерено 15 июля с.г. на совете директоров ОАО "Пермэнерго" поставить вопрос о неэффективности деятельности менеджмента энергокомпании. Как сообщила пресс-служба ЗАО "КЭС", по инициативе КЭС в повестку дня совета директоров предлагается внести вопросы, связанные с топливообеспечением компании в предстоящий осенне-зимний период, предлагается также рассмотреть проблемы задолженности ООО "Межрегионгаз" и вопрос о страховой политике общества в 2004г. В частности, в ЗАО "КЭС" пояснили, что, по мнению компании, деятельность менеджмента ОАО "Пермэнерго" в формировании запасов топлива является неэффективной. Миноритарные акционеры также выражают неудовлетворение работой компании по погашению кредиторской задолженности. Так, схема погашения значительной части задолженности ОАО "Пермэнерго" перед ООО "Межрегионгаз" (458,6 млн руб.) является непрозрачной, считают в КЭС. Уставный капитал ОАО "Пермэнерго" составляет 2 млрд 616 млн 45 тыс. 300 руб., разделен на 36 млн 210 тыс. 960 обыкновенных и 11 млн 353 тыс. 500 привилегированных акций номинальной стоимостью 55 руб. каждая. РАО "ЕЭС России" принадлежит 49% акций компании, ЗАО "Комплексные энергетические системы" (входит в группу "Ренова") принадлежит более 30% акций.


Акционеры Комиэнерго одобрили реформу энергокомпании

12-01-2006
Интерфакс

Акционеры АО "Комиэнерго" (РТС: KOEN) на внеочередном собрании, которое состоялось в конце декабря 2005 года в заочной форме, одобрили реформу энергокомпании путем выделения ОАО "Коми региональная генерирующая компания", ОАО "Магистральная электрическая сеть Республики Коми" и ОАО "Коми энергосбытовая компания", говорится в сообщении "Комиэнерго""Акции создаваемых обществ распределяются среди акционеров АО "Комиэнерго", в том числе среди акционеров, голосовавших против или не принявших участия в голосовании по вопросу о реорганизации АО, пропорционально количеству имеющихся у них акций АО", - отмечается в сообщении.При этом, в соответствии с решением собрания, на одну обыкновенную и привилегированную акцию "Комиэнерго" номиналом 1 рубль приходится по одной обыкновенной и привилегированной акции АО "Коми региональная генерирующая компания" номиналом 0,65 рубля, АО "Магистральная электрическая сеть Республики Коми" номиналом 0,19 рубля и АО "Коми энергосбытовая компания" номиналом 0,01 рубля.Ранее сообщалось, что цена выкупа акций у акционеров, проголосовавших против реорганизации "Комиэнерго", установлена в размере 0,79 рубля за одну обыкновенную акцию номиналом 1 рубль и 0,55 рубля - за привилегированную акцию номиналом 1 рубль.Совет директоров РАО "ЕЭС России" (РТС: EESR) в мае 2005 года одобрил реорганизацию "Комиэнерго" по базовому варианту.Планируется, что "Коми региональная генерирующая компания", "Магистральная электрическая сеть Республики Коми" и "Коми энергосбытовая компания" пройдут государственную регистрацию 1 июля 2006 года."Комиэнерго" после выделения ряда активов будет работать как распределительная сетевая компания. В настоящее время электростанции "Комиэнерго" арендует АО "Территориальная генерирующая компания N9", которое уже начало операционную деятельность.Уставный капитал АО "Комиэнерго" составляет 4 млрд. 707 млн. 587,852 тыс. рублей, он разделен на 4 млрд. 685 млн. 587,852 тыс. обыкновенных и 22 млн. привилегированных акций номиналом 1 рубль.РАО "ЕЭС России" принадлежат 49% акций АО "Комиэнерго", ЗАО "Комплексные энергетические системы" - около 25%.

"КЭС-холдинг" будет развивать малую энергетику в Пермском крае

07-02-2006
Финмаркет

"КЭС-холдинг" планирует развивать малую энергетику в Пермском крае. Договоренность о развитии этого направления деятельности заключена между "КЭС-холдингом" и администрацией Пермского края. Об этом сообщает КомпаньONline.В качестве возможных площадок для реализации проектов предложены города, где существует определенный дефицит энергии - Соликамск, Кунгур, Лысьва, Кудымкар, Чусовой, сообщили 2 февраля в пресс-службе ОАО "КЭС-Прикамье".Сейчас КЭС по предложению краевой администрации рассматривает варианты сотрудничества в области малой энергетики с ЗАО "Искра-Энергетика", выпускающим газотурбинные установки. Работая на природном газе, одна такая установка может выработать тепло- и электроэнергию в количестве, достаточном для, скажем, соликамского микрорайона Клестовка.Реализация программы в целом по пяти городам, если она будет принята и одобрена муниципалитетами, обойдется более чем в 1,5 млрд руб., отмечают в пресс-службе.

Мысли вслух, или что происходит с рынком электроэнергетики

30-10-2003


Журнал «Энергорынок», номер 1, Михаил Слободин, генеральный директорЗАО «Комплексные Энергетические Системы»

Реформа неизбежно вскрывает противоречия между основными ее участниками. Федеральный рынок электроэнергии (мощности) в этом смысле — как лакмусовая бумажка отражает основные тенденции реформирования отрасли. Противоречия между стратегическими и тактическими целями заключаются в том, что, одновременно создавая рыночную инфраструктуру (учреждение АТС, Федеральной сетевой компании, Системного оператора и грядущее выделение 10 оптово-генерирующих компаний из РАО «ЕЭС России»), РАО «ЕЭС России» выступает против расширения участников ФОРЭМ.

Стратегическая цель РАО «ЕЭС России» — создание эффективной рыночной системы, создания условий для развития конкуренции и демонополизацииАО-энергов регионах.

Тактические интересы — все оставить, как есть — потребители должны покупать электроэнергию в АО-энерго, так как проблему с ликвидацией перекрестного субсидирования нельзя решить сиюминутно. Но в итоге получается, что, одновременно развивая рынок и создавая монопольный и конкурентный секторы, РАО «ЕЭС России» препятствует включению в этот рынок новых участников. Возникает закономерный вопрос, как и когда должны измениться условия, чтобы изменилась эта ситуация, чтобы усилия по созданию эффективной рыночной отрасли не взаимоисключали бы друг друга?

Так, с одной стороны, существующий ФОРЭМ хоть и является рынком условно, тем не менее, формирует действительно рыночную инфраструктуру, развивая отдельный от вертикально-интегрированных компаний рыночный пул. С другой стороны,РАО «ЕЭС России»,выступая главным инициатором и исполнителем всей реформы, по сути сдерживает создание рынка.РАО «ЕЭС России»блокирует развитие ФОРЭМа, мотивируя это выпадающими доходамиАО-энерго,и препятствует выходу на рынок новых крупных потребителей.

Требования к рынку

В настоящий момент все участники рынка ждут запуска конкурентного сектора в режиме «5-15», который готовится Администратором торговой системы уже более года. За это время произошли реальные сдвиги: проведены имитационные торги, изменена структура управления АТС, усилена роль государства в создании правил и самой модели рынка. Увеличение государственных представителей в Наблюдательном совете АТС должно упростить процедуру принятие решений.

Выступая одним из основных участников реформы, государство заинтересовано в создании модели рынка, которая бы соответствовала требованиям энергетической безопасности, исключала или минимизировала риски, связанные с самой природой рынка. И, так как, столкновение интересов крупных игроков неизбежно, государство заинтересовано, в первую очередь, контролировать и направлять ситуацию. Рыночная модель должна быть отстроена таким образом, чтобы все участники рынка вовремя получали правильные сигналы во избежание кризисов.

Ключевые проблемы рыночной модели

В рамках подготовки модели рынка выявилось, как и ожидалось, огромное количество проблем технического и финансового характера. В настоящее время определены несколько ключевых развилок и противоречий, от разрешения которых будет зависеть сама инфраструктура будущего конкурентного рынка. Те конфликты и интересы, которые выявляются в процессе формирования рыночной модели говорят о том, что начало работы рынка будет непростым и компромиссным.

При подготовке модели рынка ключевыми остаются вопросы о модели узловых цен и прямых договоров. Сейчас можно с большой долей уверенности говорить, что на конкурентном рынке будет принята модель узловых цен и разрешены прямые договоры. Однако внутри каждого из этих вопросов есть варианты, которые существенным образом могут изменить баланс «потребитель — производитель». В итоге модель рынка должна отвечать интересам, пусть не всех субъектов рынка, но большинства.

Разные участники рынка — разные интересы

Основу всей будущей рыночной инфраструктуры будут представлять генерирующие компании. От их конфигурации, установленной мощности и равных стартовых возможностей будут зависеть и цена на электроэнергию, и энергетическая безопасность.

При формировании правил рынка самый существенный вопрос для генератора: будут ли рыночные цены формироваться на базе полных затрат или только прямых затрат? В условиях жесткой конкуренции генераторы будут вынуждены выставлять свои заявки по ценам, близким к топливной составляющей, и это может привести к убыткам и отсутствию источников для инвестиций.

Подобная ситуация сложилась в Австралии, где инвесторы, которые в процессе реформы приобрели генерирующие активы, впоследствии понесли большие убытки. Реализуется «австралийский» сценарий при реформе рынка в России или нет будет зависеть и от рыночной ситуации (избытка или дефицита мощностей), и от модели рынка. Например, регулятор (АТС) может ввести двуставочный тариф, и тогда плата за мощность будет компенсировать постоянные издержки генератора. Есть и другие механизмы решения этой проблемы. Так, регулятор может выбрать тот или иной механизм формирования цены в зависимости от того, хочет ли он стимулировать строительство новых мощностей или снижать цены на электроэнергию.

В России, с одной стороны, существует избыток мощностей, с другой — эти мощности морально и физически устарели и нуждаются как минимум в модернизации. Наиболее логичным со стороны регулятора было бы способствовать установлению такого уровня цен на рынке, при котором генераторам стало бы выгодным инвестировать в модернизацию, и соответственно при этом была бы низкой рентабельность эксплуатации «старых» объектов. По оценкам специалистов, это соответствует уровню оптовых цен в 2,3·2,5 цента за 1 кВт/ч (при цене на газ 40·50 долл. за 1 000 м?).

Таким образом, при создании генерирующего бизнеса разумно ориентироваться прежде всего на малозатратные проекты по модернизации (150·200 долл. на кВт установленной мощности), которые позволят существенно улучшить экономику станций. Такая стратегия позволит одновременно поставлять электроэнергию по конкурентоспособным ценам и получать необходимую доходность инвестиций.

Другая проблема с генераторами обусловлена различиями их стартовых возможностей. Особенности формирования ОГК как по типу генерации, по географическому расположению, так и по состоянию основных фондов уже предопределили их будущие проблемы.

Еще одна проблема связана с неизбежным внутренним субсидированием отдельных станций в рамках одной ОГК. Генерирующие компании сформированы таким образом, что эффективные и рентабельные станции «соседствуют» со старыми и малоэффективными мощностями. У новых акционеров таких ОГК неизбежно возникнет проблема субсидирования слабых за счет сильных.

Наконец, для той части генераторов, которые не имеют долгосрочных гарантированных контрактов с потребителями, но технологически ориентированных на энергоснабжение крупной промышленности, приоритетное значение будет иметь изменение баланса спроса и предложения на электроэнергию. Они будут либо загружены, либо нет. Для таких компаний загрузка станций будет определять экономику процесса.

Трейдер

Реформа отрасли предполагает появление нового института в электроэнергетике — трейдинга. Условия для развития трейдинга будут определяться конфигурацией энергосистемы, структурой рынка генерации и моделью рынка.

Например, в Германии отсутствие серьезных ограничений на передачу электроэнергии, небольшое число продавцов и модель рынка (модель двусторонних договоров) не оставляет ниши для оптового трейдера. В США, где ограничений на перетоки между энергоузлами больше, чем в Европе, число генераторов и особенности модели рынка создают предпосылки для развития трейдинга как прибыльного (хоть и рискованного) бизнеса. Здесь играет роль свойственная американцам склонность к формализации отношений между участниками рынка — «транзакционная» модель ведения бизнеса, тогда как европейцы в большей степени стремятся выстроить модель более тесных долгосрочных отношений между сторонами.

В России ситуация отчасти напоминает США, отчасти — Европу. В российской энергосистеме имеются значительные ограничения на перетоки электроэнергии, число производителей электроэнергии согласно модели реформирования РАО ЕЭС достаточно велико (40—60). Эти факторы будут создавать предпосылки для развития трейдинга. Кроме того, значительный объем электроэнергии в России вырабатывается в так называемом «вынужденном» режиме, т. е. генератор не может по своему усмотрению менять объем выработки. Потребитель же требует, чтобы система оперативно реагировала на изменение его потребления. Это означает, что так называемая пиковая электроэнергия будет гораздо более дорогим товаром, чем базовая (например, энергия, вырабатываемая ТЭЦ или АЭС). Эта ситуация создает фактор риска для потребителя и дополнительные предпосылки для развития бизнеса трейдера, который сможет находить возможности снижать стоимость пиковой энергии для своих потребителей и управлять их рисками.

С другой стороны, российский бизнес более склонен к «прямым договорам» нежели к рынку, что, скорее всего, является фактором, ограничивающим спрос на услуги брокера на рынке электроэнергии.

Если модель рынка будет существенным образом ограничивать заключение подобных прямых двусторонних долгосрочных взаимоотношений между генератором и потребителем, то рынок услуг для трейдинга существенно возрастет. Кроме того, модель узловых цен имеет в своей основе весьма сложный математический аппарат. Эффективно работать на таком рынке сможет только профессионал, и потребителю придется выбирать — либо самому инвестировать в технологии и покупать дорогостоящих специалистов, либо поручать функцию закупки электроэнергии профессионалам.

В целом модель узловых цен является более эффективной и в конечном итоге приводит к более низким ценам на рынке. Но, для того, чтобы воспользоваться ее преимуществами, нужна высокая квалификация и инвестиции в программно- аппаратный комплекс. Модель прямых договоров в гораздо большей степени подразумевает способность эффективно договариваться. Поэтому модель рынка является фактором, определяющим стратегию оптового трейдера — либо инвестировать в технологии, либо в «высокоэффективных переговорщиков».

На сегодня институт трейдеров еще не сформирован, но уже можно говорить об условиях для возникновения этого бизнеса: это четкие и ясные правила на рынке, отстроенная платежная и финансовая системы, чтобы минимизировать риски и, естественно, наличие потребителей.

Потребитель

Сейчас потребитель — тот, кто в конечном счете будет платить, — рассматривает реформу как высокий фактор риска. В связи с этим принципиальным моментом появляется вопрос эффективного менеджмента в области управления рисками, связанными с изменениями цен на энергоносителями. И, безусловно, спрос на эти услуги будет расти.

Энергоемкость производства в России существенно выше, чем на Западе. Поэтому, если цены на электроэнергию достигнут уровня мировых, энергоемкие отрасли станут неконкурентоспособными. Фактически речь идет не о перераспределении прибыли между промышленностью и энергетикой, а о самом существовании многих предприятий: при оптовых ценах на электроэнергию в 3—4 цента за 1 кВт/ч, большую часть энергоемких производств просто можно будет закрывать. Очевидно, что промышленность пытается застраховаться от этих рисков. Массовая скупка энергоактивов крупным российским бизнесом, которая наблюдалась в последние два года, является не самым эффективным, хотя и самым очевидным способом такого хеджирования.

Цена электроэнергии существенным образом будет зависеть от того, все ли затраты генераторов включаться в нее или нет. В частности, стоимость капитала является очень важной составляющей в себестоимости, так как электроэнергетика является очень капиталоемкой отраслью. Например, если финансировать строительство станции за счет кредита и платить по нему 7 % годовых, то цена должна увеличиться на 1 цент за 1 кВт/ч, а при 12 % (что скорее отражает стоимость денег в России) этот показатель уже станет равным 1,5 центам за 1 кВт/ч. Для сравнения: сегодня стоимость электроэнергии на ФОРЭМе составляет меньше чем 1,5 цента за 1 кВт/ч. Акции же российских энергокомпаний можно приобрести по ценам, которые соответствуют 30—50 долл. за 1 кВт установленной мощности, тогда как построить новую станцию стоит 600—700 долл. за 1 кВт (строительство угольной станции потребует более 1 000 долл. на 1 кВт установленной мощности).

Таким образом, потребители пытаются хеджировать «капитальную составляющую» в цене. Однако, приобретая даже не станции, а доли в АО-энерго, из которых в будущем будут выделены генерирующие компании, потребители получают вместе с активами все проблемы АО-энерго — реструктуризацию, управление, обслуживание населения и т.д. Кроме того, условия ценообразования на рынке могут оказаться такими, что потребитель, даже владея станцией, не сможет поставлять себе электроэнергию по нужной ему цене.

Заключение

Важно подчеркнуть, что все задачи, стоящие перед участниками рынка преследуют главную цель — создать полноценный механизм установления рыночных цен, отвечающий интересам его участников. Во-первых, мы ожидаем, что в ходе реформы электроэнергетики рынком будут формироваться цены, а не тарифы на электроэнергию.

Во-вторых, реформа должна создать механизм установления рыночных цен. Разрабатываемые сейчас Администратором торговой системы модель и правила рынка должны быть такими, чтобы с одной стороны, цены не сдерживали промышленный рост, а с другой — чтобы энергокомпании могли модернизировать свои мощности, снижать издержки, получать прибыль.

В-третьих, все компании должны получить недискриминационный режим доступа к конкурентному сектору электроэнергетики.

Мы надеемся, что первые торги в режиме «5-15» начнутся будущей весной, но для того, чтобы конкурентный сектор мог заработать реально, со всей отлаженной инфраструктурой, потребуется не менее двух лет.