Ценовая конъюнктура энергетических рынков, на которых Эмитент осуществляет свою
деятельность, характеризуется значительной неопределенностью. Замедление темпов роста
экономики России и сопредельных государств привело, соответственно, к снижению темпов
роста потребления электроэнергии и мощности в ряде отраслей промышленности, что, в свою
очередь, оказывает негативное влияние на конъюнктуру цен на электрическую энергию и
мощность на энергетических рынках. В среднесрочной (до 2013 г.) перспективе Эмитентом
прогнозируются следующие региональные риски, связанные с осуществлением
межгосударственной торговой деятельности:
несанкционированные перетоки электроэнергии через границу РФ, вызванные
неспособностью ряда зарубежных энергосистем оперативно управлять собственным
балансом (например, Казахстан и энергосистемы ОЭС Центральной Азии, связанные с
ЕЭС России через сети ЕЭС Казахстана);
обострение конкуренции за экспортные рынки (Иран, Турция, страны Балтии) со стороны
избыточных энергосистем (Азербайджан, Грузия, Украина);
обострение конкуренции за привлекаемые финансовые ресурсы для реализации
собственных инвестиционных программ в зарубежных энергосистемах (Кыргызстан,
Таджикистан, Беларусь, Юго-Восточная Азия и др.);
возрастание затрат на транзит электроэнергии через энергосистемы стран-транзитеров –
Беларуси, Украины, Казахстана, Молдовы.
В текущих условиях возрастает роль Эмитента, как коммерческого оператора в вопросах
обеспечения системной надежности, включая импорт/экспорт электроэнергии в аварийных
ситуациях в рамках взаимопомощи. Экспортно-импортная деятельность не только обеспечивает
оптимизацию топливно-энергетических балансов, но и становится фактором повышения
надежности параллельно работающих энергосистем.
3) Либерализация рынка топлива и рост его цены для электростанций.
4) Рост объема вводов новой генерирующей мощности в рамках выполнения инвестиционных
программ энергокомпаний. В 2011 г. на территории России было введено в эксплуатацию 5
846 МВт генерирующих мощностей. По сравнению с 2010 г. объем введенных мощностей
вырос в 1,8 раза. Большая часть вводов (4 815 МВт, в т. ч. 4 067 МВт по ДПМ), приходится
на частные компании и лишь 1 031 МВт — на государственные. Наиболее крупные объекты
генерации, введенные в 2011 г.: Калининская АЭС, бл. № 4—1000 МВт; Сургутская ГРЭС-2,
бл. №№ 7,8—794 МВт; Южная ТЭЦ-22—450 МВт; Яйвинская ГРЭС — 422 МВт; ТЭЦ-26
ОАО "Мосэнерго" – 420 МВт; Среднеуральская ГРЭС — 400 МВт; Невинномысская ГРЭС
— 400 МВт; Тюменская ТЭЦ-1 (ОАО "Фортум") — 231 МВт; Челябинская ТЭЦ-3 (ОАО
"Фортум") — 226 МВт. В течение 2007–2017 гг. планируется ввод 30 ГВт генерирующей
мощности по ДПМ. Суммарные инвестиции в объекты ДПМ составят более 1 трлн. руб.
5) Улучшение балансов электроэнергии и мощности ряда энергосистем, благоприятно
влияющих на развитие экспорта российской электроэнергии (например, ввод в работу ПГУ-
800 на Киришской ГРЭС, 4-го блока мощностью 1000 МВт на Калининской АЭС, 2-го блока
ПГУ-450 на Калининградской ТЭЦ-2). Так, в Калининградской энергосистеме, ввод в
работу 2-го блока Калининградской ТЭЦ-2 (ПГУ-450) позволил не только обеспечить
потребности калининградских потребителей в электроэнергии за счет местной генерации,
118