Развитие энергетической инфраструктуры индустриальных парков и новые финансовые инструменты на рынке электроэнергии. 2025 Новосибирск Инпарк

Развитие энергетической инфраструктуры индустриальных парков и новые финансовые инструменты на рынке электроэнергии.

Проблемы, стоящие перед управляющими компаниями (УК) индустриальных парков

Денис Черепанов – «Развитие энергетической инфраструктуры индустриальных парков»

Ключевые тезисы:

Обсуждается высокий и растущий спрос со стороны промышленных предприятий на надежную и эффективную энергетику.

 

Реформа электроэнергетики

• Рассматривается масштабная реформа электроэнергетики, выходящая за рамки точечных изменений для парков (хронометраж видео 00:00:22).

• Подчеркивается важность этой реформы для всех участников рынка.

Проблемы с резервом мощности («Бери или плати»)

• Основная проблема: УК обязаны обеспечивать резерв присоединенной мощности (не менее 0,15 МВт на 1 Га), за который необходимо платить, даже если он не используется (00:01:44).

• Риск: Рост непроизводительных расходов для УК.

• Цели механизма:

  • Создать экономический стимул для резидентов освобождать неиспользуемую мощность.

  • Дать УК возможность перераспределять мощность для привлечения новых резидентов (что дешевле, чем новое техприсоединение).

• Текущий статус: Получено отрицательное заключение по регулирующему воздействию (ОРВ). Минпромторг и Минэкономразвития сформировали позицию по исключениям для УК.

Проект федерального закона о развитии энергоинфраструктуры

• Цели законопроекта: Упрощение развития генерации, новое финансирование, повышение эффективности планирования ЕЭС, доступ к недорогой энергии. 00:03:16

• Ключевые изменения:

  • Создание публично-правовой компании (ППК) «Росэнергопроект» как единого оператора для глобальных проектов.

  • Передача функций планирования от Системного оператора.

  • Регулирование цен и поддержка генерации.

• Ориентиры: План по строительству 88 ГВт новой генерации до 2042 года с инвестициями ~40 трлн руб.

• Срок принятия: I полугодие 2026 года.

Риски для индустриальных парков от нового законопроекта

• Институт отраслевого заказа: Административные ограничения и приоритет только утвержденных проектов, что может stifle развитие новых технологий (00:05:25).

• Преимущественное право выкупа объектов системообразующими сетевыми компаниями (ТСО).

• Отмена прямых договоров с ЕНЭС: Перевод расчетов на более дорогие котловые тарифы местных сетевых компаний, что ведет к росту расходов.

• Ограничения по недоиспользуемой мощности и механизм «бери или плати».

• Снятие ограничений на перекрёстное субсидирование в ряде регионов.

• Включение в тариф на техприсоединение затрат третьих лиц.

• Риск дублирования функций регуляторов (ФАС, Минэнерго, ППК «Росэнергопроект»), leading к непрозрачности тарифов.

Цифровизация и распределённая энергетика

• Ведутся пилотные проекты по созданию Интеллектуальных распределительных энергосистем (ИРЭС). 00:11:26

• Направления:

  • Общая система управления энергопотреблением (анализ, прогноз, оптимизация нагрузки).

  • Оптимизация стоимости купли-продажи энергии на рынках.

  • Единая система сервисного обслуживания.

  • Типовые подходы к технологическому присоединению.

• Развитие моделей использования распределенной генерации:

  • Коллективные энергоцентры на территории парков.

  • Когенерационные установки для повышения КПД.

  • Использование энергосервисных инструментов.

  • Создание условий для «цифровых» потребителей.

Механизм для УК: коллективные энергоцентры

• Рассматривается механизм использования газопоршневых установок (ГПУ) для УК индустриальных парков и ОЭЗ. 00:13:36

• Механизм «активных энергокомплексов» не подошел для промплощадок.

• В настоящее время с Минэнерго прорабатывается статус коллективного энергоцентра.

Корпоративный стандарт от «Деловой России»

• Коллегами из «Деловой России» разработан корпоративный стандарт по использованию распределённой генерации на промобъектах. 00:14:34

• Стандарт включает технические и организационные аспекты.

• Планируется его согласование с Минэнерго.

 

Антикризисные предложения по развитию проектов

В свете текущих вызовов (отказ резидентов от новых проектов, приостановка платежей, прекращение субсидирования) предлагается следующий кризисный сценарий для проектов на разных стадиях (предпроектная, строительство, новый этап):

0. Главный принцип: Не бросать проект, чтобы предыдущие вложения (земля, проектные работы) не превратились в неликвид.

1. Пересмотр модели: переход на собственную генерацию.

• Цель: Снижение зависимости от сетевых компаний (МРСК, ФСК) и создания конкурентного преимущества.

• Преимущества:

  • Себестоимость* генерации в 2015-2018 годах: ~2-2,5 руб./кВт·ч. 

  • Возможность в 2015-2018 годах предложить резидентам тариф 2,5-4 руб./кВт·ч. (при тарифе СК на тот момент 6-7 рублей)

  • Себестоимость** генерации в 2025 году: ~4-4,5 руб./кВт·ч. 

  • Возможность в 2025 году предложить резидентам тариф 4,5-6 руб./кВт·ч. (при тарифе на текущий момент 10-12-14-16 рублей)

• Предпочтительная модель: Энергосервисный контракт (ЭСК).

  • Подрядчик за свой счет строит и обслуживает генерацию, получая маржу. В кризисных условиях можно договориться о распределении этой маржи.

2. Альтернатива ЭСК: Самостоятельная реализация проекта ГПУ.

• Закупка б/у или нового агрегата ГПУ.

• Стандартная подрядная схема с длительными гарантиями (5-7 лет) и системой дистанционного мониторинга (АСКУЭ).

• Снижение капитальных затрат:

  • Отказ от дорогой подземной прокладки коммуникаций.

  • Подвод только газа к участку (ГРПШ).

  • Размещение энергоцентра в центре участка с «лучевой» разводкой «последней мили» по воздуху («дачным» способом).

3. Привлечение «идеального» резидента-потребителя.

• Цель: Обеспечить постоянную загрузку ГПУ (40-80%) для сокращения срока окупаемости.

• Идеальный кандидат: Тепличное хозяйство.

  • Постоянно нуждается в электроэнергии (искусственное освещение), тепле (обогрев) и горячей воде (полив).

  • Позволяет утилизировать тепло от ГПУ, повышая общий КПД установки.

  • Другие потребители («пищевики», требующие пара) также подходят для создания сбалансированной нагрузки в дневное время.

 

 

*Себестоимость генерации электроэнергии, особенно на газопоршневой установке (ГПУ), о которой речь — это комплексная величина.

Она складывается из капитальных (CAPEX) и эксплуатационных (OPEX) затрат.

Вот подробная разбивка, что входит в себестоимость генерации 1 кВт·ч на собственной ГПУ, которая приводит к цифрам 2–2,5 рубля, упомянутым в ваших предложениях.

Структура себестоимости генерации на ГПУ

1. Капитальные затраты (CAPEX)

Это единовременные инвестиции в проект, которые "раскладываются" на стоимость каждого кВт·ч в течение срока службы установки.

• Затраты на оборудование:

  • Газопоршневой двигатель-генератор (основной агрегат).

  • Система утилизации тепла (котлы-утилизаторы) для когенерации.

  • Распределительное устройство (РУ), системы защиты и автоматики.

  • Система охлаждения.

  • Система газоподготовки (ГРП, ГРУ).

• Строительно-монтажные работы (СМР):

  • Строительство фундамента и здания/контейнера для энергоцентра.

  • Прокладка кабельных линий, монтаж систем вентиляции и дымоудаления.

  • Подводка газа, воды, канализации.

• Пуско-наладочные работы и проектная документация.

• Стоимость подключения к газовой сети (технологическое присоединение).

Как это влияет на себестоимость: Чем больше часов в году работает установка, тем меньше доля CAPEX в каждом кВт·ч. Например, если станция работает 7000 часов в год вместо 4000, себестоимость значительно снижается.

2. Эксплуатационные затраты (OPEX)

Это регулярные, ежегодные расходы на поддержание работы генерации.

• Стоимость топлива (газа):

  • Основная переменная затрата. Зависит от объема выработки и тарифа на газ.

  • Для промышленных потребителей тариф на природный газ составляет примерно 3.5 – 4.5 руб./м³ (на 2024-2025 гг.).

  • Удельный расход топлива у современной ГПУ — около 0.25 – 0.28 м³ на кВт·ч.

  • Таким образом, только топливная составляющая: 0.26 м³/кВт·ч * 4.0 руб./м³ = ~1.04 руб./кВт·ч.

• Техническое обслуживание и ремонты:

  • Регламентное ТО (замена масла, фильтров, свечей).

  • Капитальные ремонты двигателя (т.н. "oверхаул" и "мажорный ремонт") через определенное количество моточасов. Это крупная статья, которую обязательно закладывают в расчет.

  • Запасные части.

• Амортизация оборудования:

  • Ежегодное списание стоимости капитального оборудования (CAPEX) на себестоимость. Срок службы ГПУ до капремонта — около 60-80 тысяч моточасов.

• Заработная плата персонала:

  • Инженеров, операторов, ремонтной бригады. Для небольшой станции может обслуживаться частью времени существующим техперсоналом парка.

• Налоги и страховые взносы.

  • Налог на имущество (со стоимости станции).

  • Страхование оборудования.

• Экологические платежи (за выбросы).

 

Пример расчета себестоимости 1 кВт·ч (упрощенный)

Допустим, у нас ГПУ мощностью 1 МВт, работающая 6500 часов в год.

Статья затрат	Расчет (в год)	Стоимость на 1 кВт·ч
Топливо (газ)	1 000 кВт * 6500 ч * 0.26 м³/кВт·ч * 4.0 руб./м³	~1.04 руб.
Техобслуживание и ремонты	Условно 0.45 руб./кВт·ч (с учетом капремонтов)	~0.45 руб.
Амортизация (CAPEX)	Допустим, CAPEX = 40 млн руб. / (5 лет * 6.5 млн кВт·ч/год) (Срок окупаости 5 лет)	~0.31 руб.
Прочие OPEX (з/п, налоги)	Условно 0.20 руб./кВт·ч	~0.20 руб.
ИТОГО СЕБЕСТОИМОСТЬ		~2.00 руб./кВт·ч

Этот расчет ложится в заявленный диапазон 2–2.5 рубля.

 

Ключевые факторы, снижающие себестоимость (и дающие преимущество)

1. Когенерация (утилизация тепла): Это главный фактор эффективности. ГПУ вырабатывает электричество и попутно — тепло (горячую воду или пар) от охлаждения двигателя и выхлопных газов.

   • Это тепло можно бесплатно (вернее, за счет повышения общего КПД установки до 85-90%) использовать для отопления помещений, технологических нужд резидентов (как в примере с теплицей) или подачи горячей воды.

   • Эффект: Фактическая себестоимость электроэнергии резко падает, так как доход/экономия от продажи тепла покрывает часть общих затрат.

2. Высокий коэффициент использования мощности (KIUM): Чем дольше установка работает под нагрузкой, тем дешевле каждый киловатт-час из-за распределения CAPEX.

3. Отсутствие сетевых издержек: В себестоимость собственной генерации не входят:

   • Тариф на услуги по передаче электроэнергии (основная составляющая в счете от сетевой компании).

   • Сбытовая надбавка гарантирующего поставщика.

   • Перекрёстное субсидирование.

Вывод: Цифра 2–2.5 руб./кВт·ч — это достижимая полная себестоимость собственной генерации на газе при грамотном проекте, учитывающем высокую загрузку и, что критически важно, когенерацию. Это позволяет индустриальному парку предлагать резидентам энергию по 3-4 рубля, что является мощным конкурентным преимуществом при том, что розничные тарифы от сетевых компаний часто составляют 6-10 рублей за кВт·ч.

Цифры 4-4,5 руб./кВт·ч на 2025 год являются гораздо более актуальными и реалистичными.

Давайте разберем, почему себестоимость выросла с упомянутых ранее 2-2,5 руб. и как тариф в 4,5-6 руб. остается мощнейшим конкурентным преимуществом.

 

 

Почему себестоимость генерации в 2025 году составляет ~4-4,5 руб./кВт·ч?

Рост обусловлен инфляцией, удорожанием оборудования и, в первую очередь, изменением тарифов на природный газ.

1. Ключевой фактор: Рост цены на газ

• Раньше: Тариф для промышленности ~3.5 – 4.5 руб./м³.

• Сейчас и в 2025 году: В рамках поэтапного выравнивания внутренних и внешних цен тарифы для промышленности неуклонно растут. К 2025 году цена газа для генерации уверенно достигнет ~6 – 7 руб./м³ и выше.

• Пересчитаем топливную составляющую:

  • Удельный расход: 0.26 м³/кВт·ч

  • Цена газа: 6.5 руб./м³

  • Топливная составляющая: 0.26 * 6.5 = ~1.7 руб./кВт·ч (против ~1.04 руб. в старом расчете).

2. Удорожание капитальных затрат (CAPEX)

• Стоимость импортного оборудования выросла из-за курсовых разниц и логистических сложностей.

• Развитие отечественного производства и сервиса также пока не привело к значительному снижению цен.

• Стоимость строительно-монтажных работ также индексируется.

3. Рост стоимости обслуживания и запчастей

 

Актуальный упрощенный расчет на 2025 год:

Статья затрат	Расчет (в год)	Стоимость на 1 кВт·ч
Топливо (газ)	1 000 кВт * 6500 ч * 0.26 м³/кВт·ч * 6.5 руб./м³	~1.70 руб.
Техобслуживание и ремонты	С учетом инфляции и доступности запчастей	~0.70 руб.
Амортизация (CAPEX)	CAPEX = 50 млн руб. / (5 лет * 6.5 млн кВт·ч/год)	~0.40 руб.
Прочие OPEX (з/п, налоги)	С учетом индексации ФОТ	~0.30 руб.
Резерв на непредвиденное		~0.40 руб.
ИТОГО СЕБЕСТОИМОСТЬ		~3.50 руб./кВт·ч

Почему итог ближе к 4-4,5 руб.? Указанный выше расчет является оптимистичным. На практике всегда есть простои, неполная загрузка, колебания цены газа и непредвиденные расходы. Поэтому диапазон 4-4,5 руб./кВт·ч является взвешенной и реалистичной плановой себестоимостью для надежного бизнес-плана.

Конкурентное преимущество: Тариф 4,5-6 руб./кВт·ч для резидентов

Это по-прежнему невероятно выгодно! Даже при себестоимости в 4,5 рубля, возможность предлагать резидентам тариф ниже 6 рублей — это прорыв.

Сравнительный анализ:

Параметр	"Классический" тариф от ГП/сетей	Ваше предложение для резидентов	Экономия для резидента
Стоимость 1 кВт·ч	10 - 16 рублей (и рост продолжится)	4,5 - 6 рублей	От 5 до 10+ рублей с каждого кВт·ч
Стабильность	Тарифы индексируются ежегодно, есть риск резкого роста.	Фиксированная цена на долгий срок (1-3 года).	Возможность точного бюджетирования, защита от роста тарифов.
Дополнительные выгоды	Отсутствуют.	Возможность покупки тепловой энергии по низкой цене от когенерации.	Снижение затрат на отопление и ГВС.

Что это дает управляющей компании индустриального парка:

1. Мощнейший козырь для привлечения и удержания резидентов. Энергия — одна из ключевых статей расходов для производства. Ваше предложение сокращает их затраты на 40-60%. Это делает ваш парк самым привлекательным на рынке.

2. Формирование стабильного денежного потока. Даже с наценкой в 0,5 - 1,5 рубля вы остаетесь в выигрыше, а ваш доход напрямую не зависит от решений регуляторов о тарифах.

3. Повышение ликвидности и стоимости проекта. Парк с собственной дешевой энергией — это актив, который будет только дорожать, особенно в условиях продолжающейся реформы ЕЭС и роста сетевых тарифов.

Вывод

Да, себестоимость генерации выросла. Но это не отменяет экономику проекта, а лишь делает ее современной.

Ваше предложение по тарифу 4,5-6 руб./кВт·ч в условиях, когда рыночные цены достигают 10-16 рублей, является не просто конкурентоспособным, а обвальным преимуществом. Это стратегический ход, который позволяет перевести энергозатраты резидентов из категории "непредсказуемая проблема" в категорию "ваше конкурентное преимущество".

 

анализ чувствительности срока окупаемости энергоцентра в табличной форме.

Исходные данные для расчета:

• Мощность энергоцентра: 1 МВт

• Себестоимость генерации: 4,5 руб/кВт·ч

• Тариф для резидентов: 6 руб/кВт·ч

• Маржа с 1 кВт·ч: 1,5 руб

• Базовая стоимость энергоцентра: 50 млн руб (CAPEX)

• Рабочих часов в году: 8 760

Формула расчета:
Срок окупаемости (лет) = CAPEX / (Мощность × KIUM × Часы/год × Маржа)

Срок окупаемости (лет) энергоцентра 

Анализ зависимости (чувствительности) срока окупаемости от 2 параметров:

• Стоимость энергоцентра (от 10 до 90 млн. рублей)
• Загрузка энергоцентра (от 30% до 100%)

Стоимость энергоцентра	-80% (10 млн)	-60% (20 млн)	-40% (30 млн)	-20% (40 млн)	Базовая (50 млн)	+20% (60 млн)	+40% (70 млн)	+60% (80 млн)	+80% (90 млн)
Загрузка 30%	2,5	5,1	7,6	10,2	12,7	15,3	17,8	20,3	22,9
Загрузка 40%	1,9	3,8	5,7	7,6	9,5	11,4	13,3	15,2	17,1
Загрузка 50%	1,5	3,0	4,6	6,1	7,6	9,1	10,6	12,2	13,7
Загрузка 60%	1,3	2,5	3,8	5,1	6,3	7,6	8,9	10,2	11,4
Загрузка 70%	1,1	2,2	3,3	4,4	5,4	6,5	7,6	8,7	9,8
Загрузка 80%	0,9	1,9	2,8	3,8	4,8	5,7	6,7	7,6	8,6
Загрузка 90%	0,8	1,7	2,5	3,4	4,2	5,1	5,9	6,8	7,6
Загрузка 100%	0,8	1,5	2,3	3,0	3,8	4,6	5,3	6,1	6,9

Ключевые выводы из анализа:

1. Оптимальные сценарии (окупаемость до 5 лет):

• Загрузка ≥70% при базовой стоимости

• Загрузка ≥60% при стоимости -20%

• Загрузка ≥50% при стоимости -40%

• Загрузка ≥40% при стоимости -60%

2. Критические параметры:

• Загрузка - наиболее чувствительный параметр

• При загрузке ниже 50% окупаемость превышает 7,5 лет даже при базовой стоимости

• При стоимости +40% и загрузке 70% окупаемость составляет 7,6 лет

3. Рекомендации по реализации:

• Целевая загрузка: 70-80% - обеспечивает окупаемость 4,8-5,4 года

• Стратегия стоимости: стремление к варианту -20% (40 млн руб) через энергосервисный контракт

• Минимально допустимая загрузка: 60% - сохраняет окупаемость в разумных пределах (6,3 года)

Практическое применение: Данная таблица позволяет оценить риски проекта при различных сценариях и определить целевые показатели для переговоров с подрядчиками и привлечения резидентов.

 

 

Александр Нам – «Договор энергоснабжения с кешбэком»

Ключевые тезисы:

• Независимые энергосбытовые компании «Энергия».

• Опровергается миф о неэффективности газовой генерации в парках.

Различие между гарантирующими и независимыми поставщиками

• Гарантирующий поставщик (ГП) – часто монополист в регионе. 00:00:27

• Независимый поставщик – понимает потребности бизнеса и предлагает гибкие условия.

• Законодательство: Потребитель имеет право в любой момент сменить поставщика и вернуться к ГП, который обязан его принять.

Предложение кешбэка

• Суть предложения: Компания «Энергия» предлагает договор энергоснабжения с фиксированной ценой на 6 месяцев и возвратом части маржи (кешбэком) потребителю. 00:01:26

• Механизм: 50% маржи между фиксированной ценой продажи и ценой покупки на оптовом рынке возвращается клиенту ежемесячно.

• Гибкость: Индивидуальный график платежей (без обязательных крупных авансов, как у ГП).

Проблемы управляющих компаний и решение

• Проблемы УК:

  • Трудности прогнозирования расходов из-за меняющихся цен. 00:02:09

  • Залог оборотных средств в авансах ГП.

  • Поздняя собираемость платежей от резидентов.

• Решение от «Энергии»:

  • Фиксированная цена помогает планировать бюджет.

  • Отсутствие больших авансов высвобождает оборотные средства.

  • Кешбэк – дополнительный источник дохода.

Экономический эффект на примере индустриального парка

• Исходные данные: Потребление 500 000 кВт·ч/мес, цена 10 руб./кВт·ч (с НДС), платеж 5 млн руб./мес. 00:03:14

• Эффект 1: Высвобождение оборотных средств из авансов.

  • Авансы у ГП: 3,5 млн руб.

  • При рентабельности 15% и двух оборотах средств в месяц: доходность 1,05 млн руб./мес (12,6 млн руб./год).

• Эффект 2: Кешбэк.

  • При марже 1 руб./кВт·ч: кешбэк 250 тыс. руб./мес (3 млн руб./год).

• Суммарный экономический результат: До 8,4 млн руб. дополнительной прибыли в год для одного объекта.

Кому выгодно?

• Бизнес с арендаторами (торговые центры, бизнес-центры, логистика). 00:03:31

• Бизнес с высокой оборачиваемостью (HoReCa, продукты питания).

• Промышленные и индустриальные парки.

 

Вы решили строить здание под производство или разместить в арендованном

• Как подключиться к сетям и снабжению ресурсами?
• Как растет цена земли с сетями?
• Как растет цена земли с сетями? Как возрастает цена земли при подведении к нему сетей, коммуникаций, дороги, инфраструктуры?
• Кто в исполкоме отвечает за инфраструктуру и согласования?
• Кто выдает разрешительную документацию и согласования?
• Кто выдает согласования подключить сети?
• Процесс подключения к инженерным коммуникациям
• Тарифы по уровням напряжения (ВН, СН1, СН2, НН) и ЦК
• Что влияет на цену, на стоимость земельного участка? Экономика деведопмента: наиболее выгодный сценарий использования земельного участка

Решили разместить производство в пром. технопарке, индустр. парке

• Что такое дорожная инфраструктура?
• Что такое инженерная инфраструктура?
• Что такое энергетическая инфраструктура?

Компенсации УК индустриального парка в размере 700 тыс.руб за 1 МВт экономии

• РЕГЛАМЕНТ УЧАСТИЯ НА ОПТОВОМ РЫНКЕ ПОКУПАТЕЛЕЙ С ЦЕНОЗАВИСИМЫМ ПОТРЕБЛЕНИЕМ
• Тарифы для резидентов промышленного парка Зеленодольск (Новая тура)
• Германия – пример рыночного подхода к оплате за электроэнергию
• Рыночный подход к оплате за электроэнергию
• Ценовые категории различаются условиями применения тарифа на услуги по передаче электроэнергии и принципами расчета стоимости э/э

Авторская методика создания индустриального парка, промышленного технопарка, ЛАЦ-ОРЦ, ОЭЗ

• Выбор места размещения. Обследования. Мастер-план
  • Землеустроительная документация парка: категории ВРИ, НПА
  • Как правильно подобрать земельный участок?
  • Мастер-план индустриального парка
    • Жизненный цикл строительного объекта
    • Зонирование. Классы опасности производственных объектов
    • Как правильно сделать мастер план промышленного технопарка?
    • Как разработать мастер-план индустриального парка?
    • Зонирование. Санитарно-защитная зона (СЗЗ)
• Проектирование
• Финансово-экономическое моделирование и бизнес-планирование
• Экономичность аутсорсинга в альтернативу штату
• Подробное ТЗ на разработку документации

 

Как в 2020-2022-2025 развивать промышленный парк?

• 2025 материалы форума Инпарк Новосибирск
  • Поддержка пром. технопарков и инд. парков (Минпромторг РФ)
  • Баланс промышленности, экологии, социалки
  • Поддержка УК и Резидентов пром. технопарков и инд. парков
  • МСП Банк и ВТБ банк для УК и резидентов
  • Мезонинное финансирование – альтернатива?
  • ЗПИФ IPO SPO ЦФА УК и резидентам
  • Казначейские кредиты бюджетам субъектов РФ
• 2025 не было печали - вышло ППРФ 1229
  • 2025 муниципальные электросети (1229)
  • 2025 муниципальные электросети - в сетевую Ко (1229)
  • 2025 электросети безвозмездно - в сетевую Ко (1229)
  • Как "заложить" расходы на обслуживание сетей? Поскольку наценку на тариф ресурсоснабжающих организаций (и электросетевых компаний) официально делать запрещено.
  • Модель №1 (Агентский договор)
  • Модель №2: Договор на тех. присоединение
  • Модель №3: Создание ТСО на базе УК парка
  • ППРФ 1229 передать гос. электросети в СОСО и ТСО
  • И что теперь делать частной УК с муниципальными сетями?
  • Сети промышленных парков надо исключать из ППРФ 1229
  • Что делать в ситуации изъятия ТСО сетей и монетизации за счет резидентов?
  • Сетевики - жируют, производственники - платят?
  • Снова поддержка крупного бизнеса монополиста за счет МСП?
  • УК предложили "сделку с дьяволом" (что ни выберет - проиграет)
  • Подарить активы монополисту, который будет зарабатывать на производственниках?
  • Высоковольтные сети (35 кВ и выше)
  • Если бы послушали в 2020 году
  • Если знать, что сети уйдут в СК, мы бы не строили за бюджет
  • Какие сети передадут до 1 апреля 2025
  • Какие сети передадут до 20 сентября 2024
  • Какие сети передадут до 31 декабря 2024
  • Распределительные сети (ниже 35 кВ)
• Лайфхак №1 бизнес-модель "Собственная генерация"
• Лайфхак №2 бизнес-модель "Аренда помещений и з/у с коммуникациями"
• Лайфхак №3 меняем типовой "портрет" резидентов и тактику его привлечения
• Лайфхак №4 бизнес-модель "Аренда вместо покупки и лизинг вместо кредита"
• Cоветское наследие промышленных зон, городов
• Эволюция от «завода за забором» к «территории для жизни»
• Антикризис: какие сервисы УК будут актуальны в кризис? Как развивать промышленный парк?
• Антикризиская бизнес-модель промышленного парка, технопарка
• Аутсорсинг какого персонала может предоставить УК?
• Гарантии до 50 млн рублей до 60% от суммы займа (на инвестиционные цели и пополнение оборотных средств) для резидентов индустриальных парков, промышленных парков, технопарков, ТОСЭР и ОЭЗ на территории Татарстана
• Инвестируйте в инфраструктуру, а налоги государство будет возвращать
• Кадровое обеспечение: промышленные парки ищут работников
• Как влияют налоговые льготы на экономику проекта?
• Как мы видим меры поддержки индустриальных парков?
• Как себя чувствуют промплощадки в период коронакризиса?
• Как себя чувствуют частные промпарки?
• Какой должна быть резидентная политика?
• Лайфхак №Х меняем ЧОП на автоматику и БПЛА
• Ниши импортозамещения резидентам пром.технопарков инд.парков и кластеров
• ОКС района не выдаст РнС разрешение на строительство
• Пересмотреть модель использования ресурсов и сетей на ЭСК.
• Правила программы промышленной ипотеки 2022
• Промпарк Тюлячи за 6 лет вернул налоговыми платежами все субсидии
• Промышленные технопарки: управление деятельностью
• Сети и коммуникации промышленного парка из бюджета
• Современные ожидания инвесторов при выборе площадки
• Софинансирование 95% затрат регионов на инфраструктуру ВЭБ.РФ с 2022 года
• Соц-экономическая бюджетная инвестиционная эффективность инд. парка
• Субсидии 15 млн руб./1 га з\у 60 тыс. руб./1 кв. м зданий частных промышленных парков технопарков
• Субсидии частным агропаркам до 2024 индустриальным паркам промышленным технопаркам ПП316, 1119, 1704
• Тезисы Страт.сессии о будущем индустриальных парков 2019
• Умный город - это градостроительная концепция
• Финансовое моделирование индустриального парка, промышленного технопарка
• Эффективность индустриальных парков (методики оценки)
• Антикризисный управляющий - новый функционал УК на ближайшие годы?
• Где и среди кого УК промышленного парка искать резидентов?
• Как развивать и строить промышленную площадку, индустриальный парк в кризис?
• Лайфхак №1 бизнес-модель "Собственная генерация"
• Лайфхак №2 бизнес-модель "Аренда помещений и з/у с коммуникациями"
• Лайфхак №3 меняем типовой "портрет" резидентов и тактику его привлечения
• Лайфхак №4 бизнес-модель "Аренда вместо покупки и лизинг вместо кредита"