Доклад Виктора Христенко на заседании Правительства РФ 7 июня 2006 г.
Проводя работу над Генеральной схемой размещения до 2020 года, которую мы готовим к внесению в Правительство в конце года, мы обязаны:
- с одной стороны, заглянуть несколько дальше и мы готовим долгосрочное видение развития электроэнергетики — до 2030 года;
- с другой стороны, учитывая длительные сроки строительства в электроэнергетике, рассмотреть ближайшие 5 лет (2006-2010гг) в максимальной конкретике, поскольку это решения, которые нельзя откладывать.
В представленном докладе дается оценка перспектив среднесрочного развития электроэнергетики на 2006-2010 годы.
На протяжении последних 8 лет Россия демонстрирует устойчивую положительную динамику роста электропотребления.
До этого, с 1990 по 1997, годы электропотребление в стране сократилось почти на 25%, появились значительные резервы мощности в ЕЭС России, и ощутимо снизилась загрузка действующих электростанций.
В 1997 году закончился период падения спроса, и начался рост, при котором уровень потребления постепенно приблизился к максимуму, зафиксированному в 1990 году.
Общая тенденция роста спроса на электроэнергию прослеживается по всей стране, при этом важной особенностью этого роста является его неравномерность, как в региональном, так и в отраслевом разрезе. В ряде случаев такой рост уже привел к дефициту мощностей в условиях пика потребления в зимний период (Московская, Ленинградская, Тюменская энергосистемы).
Сохранение существующих тенденций опережающего роста потребления при низкой инвестиционной активности в электроэнергетике с неизбежностью будет вести к нарастанию числа дефицитных регионов и величины дефицита. Ожидается, что в текущем году на уровень потребления 1990 года выйдет еще несколько регионов: Калининградская, Белгородская, Томская, Читинская энергосистемы, а также Дагестанская, Ингушская и Хакаская.
Проблемы, возникающие в силу быстрого роста потребления электрической энергии, усугубляются ухудшением состояния оборудования.
В то время как в целом по промышленности износ основных фондов уменьшается, в электроэнергетике старение основных фондов продолжается.
Если допустить дальнейшее ухудшение структуры мощностей, то уровень надежности существенно снизится и, как следствие, вырастут риски системных аварий.
Одной из наиболее тревожных характеристик является степень удовлетворения заявок (обращений) на техническое присоединение к сетям.
Общий объем неудовлетворенных заявок составляет сегодня не менее 10 ГВт, что равнозначно полутора объемам максимальной нагрузки Санкт-Петербурга, или более 660 тысяч новых квартир, или около 5 млн. тонн производства алюминия в год.
Доля удовлетворенных заявок на техническое присоединение к сетям постоянно снижается. Вполне вероятной является ситуация, что в 2007 году удастся реализовать менее 10% потенциальных присоединений.
Анализ наиболее крупных заявок, которые подаются на присоединение, показывает, что не подключаются, в основном, промышленные предприятия, на которые приходится около 75% не удовлетворенных заявок.
Согласно прогнозным оценкам в ряде региональных энергосистем к 2010 году при сохранении существующих тенденций может возникнуть непокрываемый дефицит мощности. От 1 ГВт в ОЭС Востока до 4,4 ГВт ОЭС Урала, а, в совокупности, более 16 ГВт.
Еще одной проблемой является рост ограничений потребления уже присоединенных потребителей.
Среди причин:
- ожидающийся высокий уровень потребления при отсутствии надлежащих резервов мощности (наиболее характерный пример — ограничение потребления в период холодов зимы 2005-2006 года);
- ограничения потребления, вызванные выводом в ремонт элементов генерирующего или сетевого оборудования, при котором его работу невозможно заместить.
Оценивая неудовлетворенный спрос на присоединение потребителей, как минимум, в 10 тыс. МВт, можно прогнозировать, что сохранение существующих тенденций (и, как следствие, неудовлетворение этого спроса) приведет в среднесрочной перспективе к ежегодному недопотреблению порядка 50 млрд. кВтч электрической энергии.
По прогнозу на 2006 год на 1 рубль электропотребления приходится около 30 рублей ВВП. В таком случае, потеря 50 млрд. кВтч электропотребления означает ежегодную потерю порядка 1,5 трлн. рублей ВВП, что составляет около 5% ВВП страны. При этом речь идет о прямых потерях, то есть недополучении продукции или услуг, которые бизнес готов был произвести. Помимо этого, из-за отсутствия инвестиционного процесса в электроэнергетике теряется еще и тот прирост ВВП, который бы возник в силу инвестиционного спроса на продукцию проектных, строительных, монтажных и машиностроительных предприятий.
Среднесрочная программа развития электроэнергетики на 2006-2010 годы
Состояние энергетической отрасли требует оперативных решений по корректировке сложившейся ситуации. Среднесрочная программа развития энергетики рассчитана на 5-7 лет и нацелена на развитие генерирующих мощностей и инфраструктуры для расшивки узких мест и обеспечения минимального инвестиционного задела на будущее, с учетом разрабатываемой Генеральной схемы размещения до 2020 года.
В результате электроэнергетика должна превратиться из фактора, тормозящего рост экономики страны, в отрасль, обеспечивающую надежную энергетическую основу для устойчивого роста экономики.
При формировании среднесрочной программы принимались во внимание только объекты, имеющие проектную проработку и обеспеченные строительными площадками, которые могут быть введены в строй к 2010 году. При этом, принимались во внимание и предварительные оценки инвестиций для необходимого задела до 2015 года.
Оценка спроса для целей подготовки программы базируется на макроэкономических прогнозах развития экономики; на прогнозах энергетических компаний по территориальному изменению спроса, с учетом неравномерности регионального развития; на планах развития крупных предприятий, выявленных в ходе проводимого энергокомпаниями ежегодного анкетирования на базе заявок на присоединение новых мощностей.
В качестве базового был принят сценарий среднего роста спроса на электроэнергию на 2,2% ежегодно до 2010 года. Этот прогноз следует считать консервативным, дающим минимальную оценку. Дополнительные сценарии будут проанализированы в процессе завершения работы над Генеральной схемой размещения до 2020 года.
К 2010 году потребление электроэнергии по России в целом прогнозируется в объеме — 1045 млрд.кВт.ч. В синхронной зоне ЕЭС России спрос на электроэнергию к 2010 году достигнет 1029,9 млрд. кВт. ч.
Исходя из условий среднемноголетних зимних температур наружного воздуха, сформирован прогноз зимних максимумов нагрузки по ЕЭС и ОЭС России на период 2006-2010 годов.
Особое внимание при прогнозировании уделено ситуации, сложившейся в Москве, Санкт-Петербурге и Тюмени, где в осенне-зимний период 2005-2006 годов был превышен исторический максимум потребления.
В процессе разработки среднесрочной программы развития была поставлена задача оценить конкретные необходимые вводы, позволяющие достичь поставленных целей.
Программа предусматривает комплексное развитие генерации и сетевой инфраструктуры.
Новые генерирующие мощности, сетевые активы будут создаваться исключительно на основе современных технологий.
Для поддержания баланса активной мощности с учетом потребности в расчетном резерве, прогнозируемой динамики действующих мощностей, объемов ограничений и "запертой" мощности требуется ввод до 2010 года новых генерирующих мощностей в объеме 21,8 ГВт.
Для сравнения — за предыдущие пять лет, с 2001 по 2005 год, было введено 9 ГВт генерирующих мощностей.
Общий объем вводов генерирующих мощностей по ОЭС Центра оценивается в 6,7 ГВт.
Общий объем вводов генерирующих мощностей по ОЭС Северо-Запада оценивается в 2,7 ГВт.
Общий объём вводов генерирующих мощностей по ОЭС Урала оценивается в 5,1 ГВт.
Общий объём вводов генерирующих мощностей по ОЭС Юга оценивается в 2,5 ГВт.
Общий объём вводов генерирующих мощностей по ОЭС Средней Волги оценивается в 545 МВт.
Программа развития генерации ОЭС Сибири предусматривает ввод 12 объектов генерации суммарной мощностью 2,8 ГВт, в том числе 11 вводов на ТЭС и 1 на ГЭС.
Программа развития генерации ОЭС Востока предусматривает ввод 4 объектов генерации суммарной мощностью 1,3 ГВт, в том числе 3 ввода на ГЭС и 1 ввод тепловой генерации.
В рамках программы предстоит ввести: АЭС — 1 ГВт, ГЭС — 4,4 ГВт; ТЭС, включая независимых производителей — 13,4 ГВт (из них 2,5 ГВт — за счет технического перевооружения существующих мощностей); блок-станции — 3,0 ГВт.
Обеспечение поставок газа для строящихся электростанций остается одной из ключевых проблем электроэнергетики.
Первые шаги на этом направлении уже сделаны. Подписан протокол по взаимодействию между РАО "ЕЭС России" и ОАО "Газпром".
Основная задача протокола — создать условия для обеспечения газом объектов, предусмотренных среднесрочной программой.
Необходимо разработать и утвердить процедуру ежегодного согласования инвестиционных программ развития единых газотранспортной и энергетической систем; порядок обеспечения газом и заключения долгосрочных договоров поставки газа для вновь вводимых мощностей, в том числе перспективного технологического резерва; обеспечить заключение долгосрочных договоров на поставку газа действующим объектам электроэнергетики.
Программа развития сетевой инфраструктуры сформирована с учетом следующих критериев:
- повышение надежности электроснабжения Московского, Ленинградского и Тюменского регионов;
- обеспечение выдачи мощности новых генерирующих вводов;
- снятие первоочередных сетевых ограничений и повышение надежности электроснабжения потребителей;
- техническое перевооружение и реновация сетей.
Программа развития сетевой инфраструктуры на 2007-2010 годы предусматривает строительство новых линий электропередачи и подстанций для обеспечения выдачи мощности строящихся объектов атомной, тепловой и гидрогенерации.
Реализация разработанной программы позволит остановить процесс старения оборудования, а сохранение такой политики на ближайшие 10 лет позволит довести состояние магистральной сети до нормативного состояния, при котором средний уровень износа будет составлять порядка 40%.
Среднесрочная программа развития распределительного сетевого комплекса направлена на решение двух основных проблем: высокого уровня износа основных средств, приводящего к повышенной аварийности и снижению надежности процесса передачи электроэнергии конечному потребителю и невозможности подключения новых потребителей из-за перегрузки центров питания.
За это время планируется строительство 67 284 км линий электропередач взамен изношенных старых, а также строительство подстанций общей мощностью 36 872 МВа. Наиболее интенсивно техперевооружение и реконструкция будет вестись в Москве и Московской области, а также в регионах Урала и Волги.
Источники финансирования программ развития электроэнергетики
Стоимостная оценка потребности электроэнергетики в инвестициях в тепловую, гидро- генерацию, а также в магистральные и распределительные сети на 2006 — 2010 годы составляет 1 трлн. 952 млрд. рублей. Инвестиционный процесс в электроэнергетике будет осуществляться за счет всего спектра источников финансирования. Прибыль компаний будет зависеть от реализации долгосрочной тарифной политики в отрасли, результатов работы на либерализованном секторе оптового рынка электроэнергии. Для распределительных сетей одним из главных инвестиционных ресурсов должна служить плата за присоединение. Существенную роль предполагается отвести государственным инвестициям, долгосрочным заимствованиям и частным инвестициям.
Предлагаемая структура источников исходит из того, что до 2010 года можно привлечь частных инвестиций на сумму свыше 400 млрд. рублей, из средств федерального бюджета свыше 200 млрд. рублей, при этом существенно увеличить объем инвестиционных заимствований как для сетей, так и для генерации около 370 млрд. рублей. За счет собственных средств компаний предполагается привлечь 995 млрд. рублей (без учета атомных электростанций).
В настоящем докладе данные по атомной энергетике приводятся только как весьма предварительные. Они будут уточнены при подготовке федеральной целевой программы "Развитие атомного энергопромышленного комплекса России на 2007-2010 годы и на перспективу до 2015 года", которая должна быть рассмотрена на заседании Правительства РФ.
Основной чертой предлагаемого распределения по источникам финансирования является распределение инвестиционных рисков между государством и частными инвесторами, при котором государство концентрирует свои усилия на системообразующих компаниях (ФСК, СО гидро, атомная), в то время как частные инвестиции являются основным источником финансирования для тепловых электростанций.
Исходя из инвестиционных потребностей тепловой генерации, составляющих, как было сказано выше, около 687 млрд. рублей до 2010 года, была составлена программа привлечения инвестиций тепловыми генерирующими компаниями в разрезе источников инвестиций. При этом в объемы инвестиций заложены как вводы генерирующих мощностей, запланированных до 2010 года, так и финансирование заделов по вводам мощностей после 2010 года.
Это собственный инвестиционный ресурс компаний, сформированный, прежде всего, за счет прибыли от операционной деятельности. Предполагается, что совокупный объем собственных средств ОГК/ТГК до 2010 года может составить порядка 260 млрд. рублей.
Размещение дополнительных акций компаний, как ожидается, позволит привлечь в 2006-2010 годах сумму в размере около 327 млрд. рублей. При этом около 58 млрд. рублей предполагается привлечь за счет механизма гарантирования инвестиций.
Также около 100 млрд. рублей планируется привлечь в виде заемного капитала.
Потенциал заимствований генерирующих компаний будет в значительной мере определяться результатами размещений дополнительных акций.
В настоящее время по всем тепловым генерирующим компаниям завершаются структурные преобразования. Формируются единые операционные компании, которые консолидировали на своем балансе соответствующие активы. Это повышает эффективность работы генерирующих компаний, увеличивает их рыночную стоимость и делает привлекательными для инвесторов.
Квалифицированные инвесторы уже проявляют интерес к отрасли и демонстрируют готовность вкладывать средства в объекты энергетики.
Важнейшим способом привлечения частного капитала является размещение среди инвесторов дополнительных акций тепловых генерирующих компаний. При этом предполагается использовать как публичные предложения акций энергокомпаний инвесторам, так и частные размещения среди стратегических инвесторов. Размещение возможно как на российском, так и на зарубежных фондовых рынках.
Поскольку генерирующие компании различаются по территориально-географическим условиям, возможностям топливообеспечения, степени готовности компаний к привлечению инвестиций, структуре заинтересованных инвесторов, то по каждому объекту требуется индивидуальное "штучное" решение.
Для всех тепловых генерирующих компаний сделан анализ возможности привлечения инвестиций за счет дополнительных эмиссий акций в 2007 — 2010 годах. Далее на слайдах представлена информация по соотношению средств, привлекаемых в процессе дополнительной эмиссии и прочих источников по компаниям, корпоративные процедуры по формированию которых завершаются в 2006 году.
В 2007 году возможно привлечение порядка 73 млрд. рублей. По нашим оценкам, дополнительные эмиссии могут быть проведены в ОГК-3, ОГК-5, ТГК-3 ("Мосэнерго"), ТГК-5.
В 2008 году возможно привлечение порядка 63 млрд. рублей. Дополнительные эмиссии могут быть проведены в ОГК-4, ТГК-1, ТГК-9, ТГК-10.
В 2009 — 2010 годах возможно привлечение порядка 73 млрд. рублей. Дополнительные эмиссии могут быть проведены в ОГК-1, ОГК-2, ОГК-6, ТГК-8.
На следующих слайдах приведена информация о компаниях, которые реализуют свои инвестиционные программы в 2006 — 2010 годах за счет собственных средств. Анализ инвестиционных программ этих компаний показывает, что генерирующие объекты вводятся после 2010 года. Это восемь ТГК.
Одним из инструментов привлечения инвестиций на переходном этапе является механизм гарантирования инвестиций. Привлекаемые в рамках данного механизма инвестиции до 2010 года составят порядка 58 млрд. рублей.
Минпромэнерго проводит планомерную работу по запуску указанного механизма. К настоящему моменту утверждены условия проведения конкурсов на привлечения инвестиций, которые согласованы со всеми заинтересованными министерствами и ведомствами. Эти условия закреплены в приказах по министерству, которые находятся на регистрации в Министерстве юстиции. Готовятся технико-экономические обоснования для проведения первых конкурсов. Согласно планам, первые два конкурса по привлечению инвестиций в рамках этого механизма пройдут уже в 2006 году.
При определении источников финансирования для гидрогенерации необходимо учитывать следующие особенности.
Важнейшим условием формирования ОАО "ГидроОГК" является сохранение контрольного пакета акций компании (50% плюс 1 акция) в собственности Российской Федерации после реформирования ОАО РАО "ЕЭС России".
В связи с этим, одним из источников финансирования должен стать федеральный бюджет, а механизм привлечения средств федерального бюджета должен осуществляться через внесение средств в уставный капитал ОАО "ГидроОГК". Особенностью программы развития гидрогенерации является также то, что предполагается включение в инвестиционную составляющую масштабных заделов на новое строительство.
Частные инвестиции предполагается задействовать только в рамках совместного проекта по завершению строительства Богучанского электрометаллургического объединения.
В ходе выполнения среднесрочной программы развития гидрогенерации планируется введение 4,4 ГВт установленной мощности. При этом финансирование данной программы составит порядка 250 млрд. рублей, из которых планируется предусмотреть в федеральном бюджете на 2007-2009 годы 39 млрд. рублей путем приобретения государством акций дополнительных эмиссий, 140 — за счет собственных средств и около 50 заемных.
Инвестиционной программе в генерации соответствует синхронизированная с ней программа развития сетевого хозяйства. Центральную роль в этой программе занимает инвестиционная программа ФСК.
Необходимо отметить, что основными источниками инвестиций для магистральных сетевых компаний, также как для гидрогенерации, являются собственные средства компании, средства федерального бюджета и заемные средства.
Суммарная потребность в инвестициях на развитие электросетевых объектов ОАО "ФСК ЕЭС" определена в размере 383 млрд. рублей, из которых планируется предусмотреть в федеральном бюджете на 2007-2009 годы 160 млрд. рублей путем приобретения государством акций дополнительных эмиссий.
Государственный вложения в капитал ФСК позволят обеспечить реализацию инвестиционной программы без создания дополнительного тарифного давления на экономику страны.
Что касается распределительного сетевого комплекса, то, конкретные программы сильно дифференцируются по регионам, наполнение программы по конкретным объектам будет проведено до конца года в процессе регулирования тарифов.
Суммарная потребность в инвестициях на развитие распределительного сетевого комплекса определена в размере 632 млрд. рублей, в том числе 433 млрд. рублей за счет собственных средств компаний.
Следует обратить внимание на то, что в составе собственных средств распределительных сетевых компаний предполагается получение около 120 млрд. рублей за счет платы за присоединение. Для установления платы за присоединение требуется внесение изменений в действующую нормативно-правовую базу.
Часть инвестиционной составляющей будет покрыта за счет региональных источников. Программа предполагает переход к долгосрочной политике в области тарифообразования. С точки зрения инвестиционного процесса долгосрочные тарифы в инфраструктуру при наличии весьма умеренной нормы доходности (примерно на уровне 12%) дают возможность кратного увеличения заемных средств на инвестиции в сетевые активы.
Необходимо остановиться, хотя бы кратко на потребностях в инвестициях в инфраструктуру оперативно-диспетчерского управления.
Российская энергосистема становится все более разветвленной, подключаются новые внеплановые потребители. Оценка состояния системы с целью повышения наблюдаемости и снижения аварийности в таких условиях требует применения современных средств измерения.
Например, в Парижской энергосистеме постоянно производится 40 000 телеметрических измерений, а в похожей по степени сложности Московской только 1 000. Для управления системой с возрастающим уровнем сложности необходим современный программно-аппаратный комплекс, позволяющий быстро анализировать варианты для принятия диспетчером оптимального решения.
Инвестиции для адекватного российской энергосистеме развития оперативно-диспетчерской инфраструктуры оцениваются в 25 млрд. рублей в течение 5 лет.
Исходя из прогноза потребностей в инвестициях, Минпромэнерго предлагает следующее распределение источников инвестиций в 2007 году.
Из средств, необходимых в 2007 году в рамках реализации среднесрочной программы развития электроэнергетики, 210 млрд. рублей составляют собственные средства энергокомпаний, бюджетные средства в форме вложений в уставные капиталы компаний, которые останутся под государственным контролем предположительно определены в размере 50 млрд. рублей, бюджетные средства для начала реализации плана ликвидации перекрестного субсидирования 25 млрд. рублей, средства полученные от платы за присоединение к сетям могут составить 20 млрд. рублей, частные инвестиции в генерацию, при условии запланированного прохождения корпоративных процедур 73 млрд. рублей, заемные средства 100 млрд. рублей, плюс 8 млрд. рублей — МГИ.
Напомню, что на стадии определения находятся также цифры по объемам финансирования программ Росэнергоатома.
Институциональные меры по привлечению инвестиций
Необходимым условием реализации приведенной выше масштабной инвестиционной программы является реализация комплекса институциональных мер, сформулированного в докладе Минпромэнерго РФ, направленном в Правительство.
Предлагаемый комплекс мер позволяет перейти к привлечению частных инвестиций на ранних этапах либерализации рынка за счет формирования системы долгосрочных договоров.
Параллельно с переходом к системе долгосрочных договоров необходимо на начальном этапе, задействовать механизм гарантирования инвестиций.
Таким образом, можно реализовать политику постепенного расширения частного капитала по мере управляемой либерализации.
Суть подхода состоит в том, что так называемые "балансовые" обязательства производителей оформляются гражданско-правовыми договорами, в которых цена определена на уровне тарифа, установленного ФСТ на 2007 год (регулируемые договоры), объем которых ежегодно снижается на 5-15% от объемов баланса 2007 года. Уже в 2007 году планируется снижение обязательств на 5%. Если потребитель хочет приобрести электроэнергии больше, чем установлено контрактом, он докупает необходимую энергию на свободном рынке. Постепенно регулируемая доля снижается, а свободная растет. Главное для инвестора в этом подходе — стабильность.
Необходимо также создать систему регулирования отрасли в новых условиях на основе усиления роли органов государственного регулирования и контроля.
На сегодняшний день на стадии завершения находится процесс разделения функций на естественно-монопольные и потенциально конкурентные, практически созданы структуры, специализирующиеся на отдельных видах деятельности.
Завершено формирование основных инфраструктурных организаций, обеспечивающих формирование рынка электроэнергии.
С 1 января 2006 года на оптовом рынке электрической энергии (мощности) приступили к работе генерирующие компании. Этим компаниям присвоен статус самостоятельных участников оптового рынка. Федеральной службой по тарифам России для новых поставщиков оптового рынка были установлены постанционные тарифы на поставку электрической энергии и мощности.
Уже почти три года функционирует сектор свободной торговли.
Идет активная работа по подготовке к запуску новой модели оптового рынка, основанной на заключении двусторонних регулируемых договоров. Разработаны и рассмотрены Наблюдательным советом НП АТС регламенты работы оптового рынка для модели регулируемых договоров. С 15 марта 2006 года уже идут имитационные торги по новой модели оптового рынка.
Необходимо обеспечить запуск новой модели оптового рынка не позднее 1 августа 2006 года. Проект Постановления Правительства по изменению правил оптового рынка электроэнергии (мощности) переходного периода разработан и готовится к внесению.
Параллельно с либерализацией оптового рынка необходимо принять правила розничного рынка. Цены оптового рынка должны транслироваться на розницу: нельзя допустить ситуацию, при которой сбытовые компании будут вынуждены продавать электроэнергию по цене ниже отпускной от генерирующих компаний. Для этого требуется принятие правил розничного рынка переходного периода не позднее 1 августа 2006 года.
Как уже отмечалось, важным аспектом инвестиционного процесса является долгосрочность тарифов для сетевых компаний, для установления которых предлагается ввести норму доходности при одновременном формировании системы стимулов к снижению издержек.
С учетом либерализации оптового рынка необходим переход к формированию розничных тарифов как суммы составляющих (стоимость электроэнергии на оптовом рынке + услуги по передаче + инфраструктурные платежи + сбытовая надбавка).
В рамках первоочередных мер по ликвидации перекрестного субсидирования необходимо в федеральном бюджете 2007 года предусмотреть 10 млрд. рублей для поддержки субъектов федерации, реализующих программы ликвидации перекрестки, а также 9 млрд. рублей для ликвидации межрегионального субсидирования потребителей, в первую очередь, регионов дальнего Востока, Архангельской и Калининградской областей.
К 1 августа 2006 года планируется внести в Правительство проект нормативного акта о программе ликвидации перекрестного субсидирования с постепенным, в течение 5 лет, переходом к адресным субсидиям.
Реализация приведенного в докладе комплекса институциональных мер вместе с масштабным привлечением частных инвестиций в тепловую генерацию создаст принципиально новую систему отношений в отрасли, которая потребует серьезного изменения в системе ее регулирования.
Необходимо подготовить предложения по программе развития органов регулирования, их кадровому и институциональному развитию, изменению инструментов регулирования, обратив особое внимание на необходимость создания эффективной системы государственного регулирования электроэнергетики в новых условиях, основанной на усилении влияния органов государственного регулирования путем регулирования качества оказания услуг, регулирования правил работы субъектов электроэнергетики, косвенных инструментов регулирования, развития системы антимонопольного контроля при одновременном снижении прямого ценового регулирования.
Полностью работа над программой привлечения инвестиций, в силу ее масштабности, будет завершена к концу года. В докладе приведены промежуточные результаты работы, позволяющие оценить минимально необходимые объемы вводов и реконструкции объектов электроэнергетики, соответствующие объемы инвестиций и определить перечень институциональных мер, требующих решения Правительства.
ЦОС Минпромэнерго России