Какое количество электроэнергии необходимо произвести в России к 2020 году, и какой среднегодовой темп роста производства электроэнергии нужен для этого? Какой объем генерирующих мощностей необходимо вводить в эксплуатацию ежегодно, чтобы обеспечить прогнозируемый рост потребления электроэнергии до 2020 г.? Какой объем генерирующих мощностей реально может вводиться в эксплуатацию ежегодно до 2020 г.? Какова будет оптовая цена на электроэнергию уже в 2010-2011 годах? Вот те вопросы, на которые дает ответы предлагаемая читателям статья.
В результате масштабной распродажи в 2007 г. энергоактивов путем размещения акций дополнительных эмиссий РАО «ЕЭС» и государство лишились контроля в имеющих стратегическое значение восьми генерирующих компаниях. Их продажа новым владельцам объясняется невозможностью иными средствами обеспечить финансирование строительства новых энергоблоков. А необходимость форсированного строительства диктуется высокими темпами роста в стране энергопотребления.
К 2020 г., согласно официальным прогнозам РАО «ЕЭС», производство электроэнергии в России должно увеличиться на 70% - 100%. Тем не менее, зададимся вопросами: «А способна ли будет российская экономика потреблять такое громадное количество электроэнергии? Каковы реальные возможности строительства новых энергоблоков? Как будет развиваться ситуация в электроэнергетике в ближайшие годы?».
Реальные потребности
Прогнозы РАО «ЕЭС» роста потребления электроэнергии меняются каждые два - три месяца. В феврале 2007 г. Анатолий Чубайс заявил о 5% ежегодного темпа роста. В проекте “Генеральной схемы размещения объектов электроэнергетики до 2020 года” говорится о двух основных вариантах развития ситуации: согласно “оптимистическому” сценарию рост энергопотребления может составить до 2020 г. в среднем 5,2% ежегодно, а в “базовом” варианте - 4,1%. В ноябре 2007 г. Анатолий Чубайс заявил о том, что рост энергопотребления в ближайшие годы составит 4,1% и “даже выше”.
Исходя из прогнозируемого роста энергопотребления в 4,1% сформированы инвестиционные программы РАО «ЕЭС» и “Росэнергоатома”. Они предусматривают к 2010 г. среднегодовой ввод 8,4 ГВт новых мощностей, а к 2015 году – 14, 5 ГВт. И даже до 20,3 ГВт к 2015 г., если исходить из “оптимистичного” варианта прогноза ежегодного роста электропотребления в 5,2%. В дальнейшем эти показатели пересматривались лишь в сторону повышения.
Откуда взялись 5,2% и 4,1% ежегодного роста энергопотребления? Можно предположить следующее. В 2006 г. была холодная зима, а в 2005-м - мягкая. Рост энергопотребления в 2006-м относительно предыдущего года по оценкам составил 4,1%, затем, правда, уточнили - 3,7%. Но, видимо, к тому времени базовые показатели “Генеральной схемы размещения объектов электроэнергетики” были уже выбраны. Кроме того, существует желание «разогреть» фондовый рынок перед распродажей акций генерирующих компаний, обрисовав «блестящие» перспективы. Все это, безусловно, стимулирует формирование существенно завышенных прогнозов.
Между тем, по данным Росстата, в 2007 г. производство электроэнергии в России выросло лишь на 2%, а рост ее потребления составил 2,4% - небольшую разницу покрыли за счет импорта. При этом темпы роста потребления и производства электроэнергии практически совпадают, объемы трансграничных перетоков составляют несколько процентов в объеме производства (потребления).
Разница между прогнозировавшимся и фактическим приростом потребления в 2007 г. составила 1,7%. Много это или мало? Всего в России в 2007 году было произведено 1,016 трлн. кВт.ч, 1,7% от этого объема составит 17,2 млрд. и для производства такого объема электроэнергии необходимо иметь около 3,5 ГВт мощностей.
Исходя из стоимости строительства 1 ГВт в $1,5 млрд. для угольной генерации и $2,5 млрд. для АЭС (это минимальные оценки) объем необходимых инвестиций составит от $5,3 млрд. до $8,8 млрд. Гигантские суммы. Так что дополнительные аргументы в пользу необходимости точного прогнозирования энергопотребления не нужны.
Каким же образом можно оценить будущий спрос на электроэнергию? В 1991 г. ее производство в РСФСР составило около 1 070 млрд. кВт.ч, к 1998-му снизилось до 824 млрд., а в 2007-м достигло 1 016 млрд. кВт.ч. Сопоставим динамику энергопотребления и ВВП за время с 1998-го по 2007 г. возобновления экономического роста, которая характеризуется коэффициентом эластичности - соотношением их объемов за один и тот же период.
Среднегодовой рост электропотребления за это время составил 2,3%, а ВВП - 6,8%. Коэффициент эластичности в среднем за год равнялся 0,3 и его значение оставалось практически неизменным с 1998-го до 2007 г. Постоянство этого показателя показывает, что структура экономики России мало менялась в это десятилетие.
Эластичность энергопотребления относительно ВВП - один из фундаментальных показателей национальной экономики. Коэффициент эластичности равный 1 был характерен для советской экономики в 1950-1970-е годы, когда активно строились капитало- и энергоемкие индустриальные объекты. Схожую ситуацию мы наблюдаем сегодня в Китае, который демонстрирует фантастический рост ввода генерирующих мощностей. Так, в 2005 г. при росте ВВП на 12% прирост генерирующих мощностей составил 15,9ё%, а коэффициент эластичности – 1,3%, в 2006 г. – 21,6 и 1,8%, в 2007 г. - 14,6 и 1,2% соответственно.
Рост российского ВВП не сопровождается теми же темпами роста потребления, они в три раза ниже. Есть ли основания ожидать увеличения коэффициента эластичности в среднесрочной перспективе, до 2020 года? Думается, что для этого нет никаких предпосылок. Для этого достаточно взглянуть на состояние дел в энергоемких отраслях промышленности.
Строительство новых мощностей по выплавке алюминия в основном привязано к гидроэлектростанциям, созданным еще в советский период. Перспективы массового строительства новых производств алюминия, и, соответственно, генерирующих мощностей, на Дальнем Востоке и в северо-западном регионе европейской части выглядят призрачными, в первом случае - из-за конкуренции с производством алюминия в Китае и других странах Юго-Восточной Азии, во втором - в связи с экологическими ограничениями на побережье Финского залива и избытком генерирующих мощностей на Кольском полуострове.
Черная металлургия, еще один энергоемкий сектор, сегодня в росте ограничена жесточайшей конкуренцией на внешних рынках. Надо понимать, что определяет цену на мировом рынке Китай - нетто-экспортер черных металлов. Цена китайского производства значительно ниже, чем в России, и у отечественной металлургии нет возможностей серьезно наращивать производство и экспорт.
Нефтедобыча стагнирует, по итогам 2007 года она выросла лишь на 2,1%, а добыча газа упала на 0,8%. Нефтехимия? Ни одного нового крупного нефтеперерабатывающего завода за последние 15 лет не построено. А в ближайшем будущем, если и будет построено, то два НПЗ - экспортноориентированные производства в Приморском крае и Ленинградской области. Нефтяные компании занимаются модернизацией мощностей, введенных в эксплуатацию еще в советский период. За исключением производства нескольких видов топлива, сегодня выгоднее инвестировать в добычу и продажу сырой нефти, чем в ее переработку.
Серьезный рост производства возможен в индустрии строительных материалов. Но следует принять во внимание тот факт, что сегодня в Российской Федерации цемента производится меньше, чем в советский период. Жилья вводится также меньше. Речь, таким образом, и здесь идет лишь о восстановлении объемов производства 1980-х годов. Знаковым в этом смысле будет достижение производства электроэнергии в 1070 млрд. кВт.ч – показателя 1991 г.
Что же является основным фактором роста энергопотребления в России? В первую очередь - потребление домашних хозяйств, которое растет опережающими темпами.
В общем объеме отпущенной электроэнергии ее доля, проданная населению, выросла в 2007 г. примерно до 11%. Можно прогнозировать, что в ближайшие годы эта доля не будет расти существенно и не достигнет 30%, как в странах Европы, Северной Америки и Японии в силу ограниченного в России платежеспособного спроса населения, в частности, на жилье.
В своем прогнозе социально-экономического развития РФ до 2020 г. МЭРТ рассматривает несколько сценариев: инновационный, рост ВВП 6-7% в год, энергосырьевой, рост около 5%, и инерционный, рост ВВП до 4% при темпах роста электропотребления в максимальном и базовом вариантах.
Если считать, что рост электропотребления пойдет по максимальному варианту, а рост ВВП - по инновационному сценарию, то коэффициент эластичности будет равен 1. Если рост электропотребления будет изменяться по базовому сценарию, а рост ВВП – по инновационному, то коэффициент эластичности составит 0,7. Однако оба эти сценария абсолютно не соответствуют сегодняшним реалиям, когда коэффициент эластичности равен всего 0,3.
Возьмем за основу инновационный сценарий, как наиболее вероятный для развития экономики России до 2020 года. Тогда при коэффициенте эластичности 0,3, среднегодовые темпы роста потребления электроэнергии составят 2,1%, или при сегодняшнем производстве электроэнергии 22 млрд. кВт.ч.
Сегодня 221 ГВт генерирующих мощностей вырабатывают 1016 млрд. кВт.ч, следовательно, на 1 ГВт мощности приходится около 4,6 млрд. кВт.ч. Это означает необходимость строительства в среднем 4,8 ГВт новых мощностей в год без учета увеличения коэффициента использования мощности - КИУМ. Кроме того, потребуется 1,3 ГВт мощностей в год для замещения выбывающих из эксплуатации. Общий объем необходимых новых вводов, таким образом, составит в среднем около 6 ГВт в год, что существенно меньше заявленных РАО «ЕЭС» и Минпромэнерго показателей.
Но насколько реалистична даже такая программа, учитывая весьма скромные достижения РАО «ЕЭС» в капитальном строительстве? Например, в последнюю советскую пятилетку в 1986 – 1990 гг. на территории РСФСР было введено в эксплуатацию 35 ГВт генерирующих мощностей, то есть вводили в среднем за год по 7 ГВт год, из них 2 ГВт пришлись на АЭС. Есть ли сегодня возможности для реализации столь же масштабной программы строительства в электроэнергетике?
Реальные возможности
С 2000 г. в России ежегодно в среднем вводилось не более 2 ГВт генерирующих мощностей. При этом в основном достраивались энергоблоки, строительство которых было начато еще в советский период. С “нуля” построен лишь блок № 1 Калининградской ТЭЦ-2 мощностью 0,45 ГВт. Да и то его строительство растянулось на 36 месяцев вместо 18 для такого типа блоков и обошлось в полтора раза дороже строительства аналогичных блоков в Европе и Северной Америке.
Возможности нашей строительной индустрии иллюстрирует также достройка блока № 3 Калининской АЭС. Завершение строительства при 55% готовности блока заняло три года и потребовало концентрации усилий всей атомной отрасли. Таким образом, производительность строительно-монтажного и пусконаладочного комплексов нашей атомной промышленности к 2005 году составляла… 0,15 блока в год. При этом из-за отсутствия контроля за сдерживанием расходов произошло удвоение сметы затрат на достройку с $500 млн. до $1,1 млрд. по завершению строительства в 2005 г.
Что изменилось с тех пор? Наиболее серьезные подвижки произошли в вопросах финансирования. Продажа акций тепловых генерирующих компаний уже принесла РАО «ЕЭС» около 500 млрд. рублей. К моменту ликвидации РАО «ЕЭС» в июле 2008 года от распродажи тепловых энергоактивов планируется выручить еще столько же. В развитие сетей и гидроэнергетики до 2010 года должно быть вложено из федерального бюджета около 170 млрд. рублей. Федеральная целевая программа развития атомной энергетики предусматривает выделение до 2010 года 253 млрд. рублей.
Таким образом, с учетом собственных средств энергокомпаний, планируемых займов и кредитов совокупный объем финансирования энергетики до 2010 года составит около 3,9 трлн. рублей. Астрономическая сумма!
Однако невиданное за последние два десятилетия финансовое изобилие сопровождается столь же беспрецедентной инфляцией, закладываемой в сметы стоимости оборудования и строительных работ. Возьмем, к примеру, инвестиционную программу ОГК-2.
В декабре прошлого года собрание акционеров компании (основной на тот момент акционер РАО «ЕЭС» владел долей в 65,5%) утвердило итоги конкурса по строительству двух “угольных” энергоблоков на Троицкой ГРЭС совокупной мощностью 1320 МВт. Цена была определена в 68 млрд. рублей, или $2100 за 1 кВт установленной мощности. Много это или мало?
Средняя стоимость строительства угольных блоков в Китае составляет $800-900 за 1 кВт установленной мощности. Российская Уральская горно-металлургическая компания (УГМК) подписала весной прошлого года меморандум с французской Alstom о строительстве трех электростанций общей мощностью 1 ГВт по цене $1200 за киловатт. Разброс цен, учитывая и то, что в ходе IPO акции генерирующих компаний продаются примерно по $570 за 1 кВт мощности, свидетельствует об отсутствии реального видения ценовых ориентиров и перспектив отрасли.
В этих условиях приток средств от распродажи акций тепловых компаний и фактически неограниченное (при условии сохранения текущих цен на нефть) бюджетное финансирование открывают возможности для завышения стоимости строительства, роста коррупции, и делают фактически неизбежным срыв утвержденных инвестиционных программ ОГК и ТГК и сроков строительства.
Впрочем, главная, с нашей точки зрения, проблема заключается не в этом. Существует ряд объективных проблем, без решения которых даже при наличии адекватного финансирования невозможно раскрутить маховик масштабного строительства новых энергоблоков.
Анатолий Чубайс, выступая 25 января 2008 г. на Всемирном экономическом форуме в Давосе, сообщил о «последних» на сегодняшний день показателях инвестиционных программ энергокомпаний, созданных вместо РАО «ЕЭС». Объемы новых вводов должны увеличиться с 2,5 ГВт в 2008 году до 7 ГВт в 2009-м и 15,9 ГВт - в 2010-м. Ранее планировалось 4,3 ГВт, 12,4 ГВт и 20,4 ГВт соответственно. Однако уже в 2007 году план ввода мощностей не был выполнен - вместо 3,1 ввели менее 2 ГВт.
Строительство новых энергомощностей должно подстегнуть развитие смежных отраслей. Спрос на продукцию энергомашиностроения, по словам Чубайса, вырастет в 2010 году в 8 раз по сравнению с 2006-м, электротехническую продукцию - в 4 раза, услуги строительно-монтажного комплекса - в 8 раз. Возможно ли такое?
Средний рост в 2006-2007 годах ключевых для электроэнергетики отраслей промышленности составил чуть более 10%. При сохранении текущей динамики роста производства в энергомашиностроении, в период 2006-2010 годов этот сектор способен покрыть максимум 30% декларируемых Чубайсом потребностей.
Со строительно-монтажным комплексом ситуация выглядит еще менее оптимистично. В последнее десятилетие существования СССР, когда, напомним, на территории РСФСР ежегодно вводилось в среднем 7 ГВт мощностей, численность занятых на стройках составляла около 200 000 человек. Из них специалистов и рабочих строительно-монтажных организаций Минэнерго - около 150 000. Дополнительные трудовые ресурсы - военные, осужденные по “легким” статьям, специалисты из других советских республик - составляли еще около 30%.
Сегодня, по оценкам, в строительстве объектов электроэнергетики занято не более 45 000 человек. Однако, минимально необходимая численность занятых на строительстве энергообъектов в рамках программы, обеспечивающей ввод 6 ГВт мощностей в год, должна быть не менее 150 тыс. человек. В их число входит нескольких десятков тысяч квалифицированных (5-6 -разряд) рабочих узких специальностей - монтажников-наладчиков энергетического оборудования, сварщиков труб высокого давления, монтажников теплового оборудования, электромонтажников и т. п. Подготовка таких специалистов потребует свыше пяти лет при условии наличия соответствующей инфраструктуры.
По данным Росстата, темпы роста строительной индустрии увеличились с 10,5% в 2006-м до 18,2% в 2007-м. Если даже принять среднегодовой рост объемов строительных работ с 2006-го до 2010 г. равным 20%, то к 2010 г. их объемы относительно 2006 г. возрастут максимум в два раза. Это касается строительной индустрии в целом, где проблемы кадров, подготовленности инфраструктуры и заделов не стоят так остро, как в энергетическом строительстве, в котором сложности в развертывании масштабных проектов более велики. Поэтому увеличить годовые объемы строительства энергообъектов в 2010 г. по сравнению с 2006-м в 8 раз абсолютно нереально.
Выходом могло бы стать привлечение зарубежных строительных компаний и расширенный импорт необходимого оборудования. Однако использование зарубежных ресурсов в значительных масштабах затруднено рядом факторов: производство турбин и генераторов длится от двух до четыре и более лет, а резерва свободных мощностей западные производители не имеют, равно, как и свободного резерва в десятки тысяч высококвалифицированных работников строительных специальностей. Исключение составляет Китай.
Однако привлечение большого количества китайских строителей на энергетические объекты России на длительный срок превратит их в иммигрантов. Это чревато проблемами социального характера, аналогичными тем, с которыми столкнулись Франция, Германия и Великобритания, использующие рабочую силу из арабских стран, Турции, Индии и Пакистана. При этом следует помнить, что китайцы практически не ассимилируются с местным населением.
Еще одним препятствием в строительстве генерирующих мощностей в масштабах, о которых сегодня говорят руководители РАО «ЕЭС», является проблема топливного обеспечения новых объектов, в первую очередь природным газом. На сегодняшний день ни одна из ОГК и ТГК не начала строительства новых угольных энергоблоков. Учитывая, что строительство одного такого блока длится от трех до пяти лет, можно предположить, что 29 ГВт тепловой генерации, ввод в эксплуатацию которых с 2006-го до 2010 г. обещает Анатолий Чубайс, должны быть в основном “газовыми”.
В России, по данным Росстата, добывается 310 млн. т угля. Но для электроэнергетики интересны не вообще угли, а энергетические, и в 2007 году потребность в них составила 136 млн. т. А к 2010 году спрос увеличится примерно на 25 млн. тонн. Насколько отечественные компании готовы удовлетворить столь стремительно растущий спрос?
Между тем, даже “оптимистичный” прогноз МЭРТа предусматривает увеличение поставок природного газа для нужд электроэнергетики в период с 2006 по 2010 г. лишь на 12,5%, то есть объем возможных поставок газа электростанциям в 2010 г. можно оценить в 169 млрд. куб. м.
Иными словами, речь идет о 19 млрд. куб. м. нового предложения. При КПД новых парогазовых установок в 51% (оптимистическая оценка, текущий показатель 40%) максимум «газовых» генерирующих мощностей, работу которых смогут обеспечить упомянутые 19 млрд. куб. газа, не превысит 10,5 ГВт. Из них 2,7 ГВт уже введено в 2006-2007 годах.
Таким образом, в течение трех оставшихся - до 2010 года включительно - лет можно ожидать ввода в среднем по 2,6 ГВт новых «газовых» мощностей в год. Но до сих пор с “Газпромом” не подписано ни одного долгосрочного контракта на поставку природного газа на новые электростанции. Замечу, что в советское время до начала строительства новых электростанций требовалось согласование на поставки топлива не менее чем на 20 лет вперед.
В дополнение к новым тепловым электростанциям ОГК и ТГК можно ожидать ввода до 1 ГВт в год новых мощностей гидроэлектростанций. Кроме того, до 1ГВт «тепловых» генерирующих мощностей в год способны строить компании, не входившие в РАО «ЕЭС». Перспективы ввода в эксплуатацию до 2010 года второго блока Волгодонской АЭС оцениваются как малореалистичные. Этот блок согласно Федеральной программе “Развитие атомного энергопромышленного комплекса России на 2007 - 2010 годы и до 2015 года” должен быть введен в эксплуатацию в 2009 г.
Однако при необходимом количестве 4,5 - 5 тыс. человек сегодня численность занятых на достройке блока не превышает 1000 человек. Строительство катастрофически отстает от утвержденного графика. Необходимо также учитывать значительный отток строителей на олимпийские объекты в Сочи и строительство нефтепровода ВСТО. По оптимистичному прогнозу блок может быть введен в эксплуатацию только в 2012 г.
Таким образом, ежегодный объем вводимых до 2010 г. в эксплуатацию новых энергомощностей, по моей оценке, составит не более 4 ГВт. Напомню, что согласно приведенным выше расчетам, средний ежегодный рост энергопотребления в ближайшие несколько лет оценивается в 2,1%. Его обеспечение потребует, в свою очередь, ежегодного ввода около 6 ГВт новых мощностей, из них 1,5 ГВт - на замещение выбывающих из эксплуатации энергоблоков.
Можно предположить, что в связи с возникающим дефицитом электроэнергии, программа замещения устаревших блоков будет максимально сокращена. За счет этого на какое-то время удастся не допустить критического отставания предложения от спроса на электроэнергию, однако кризис будет нарастать.
В любом случае, массированного ввода в эксплуатацию новых мощностей до 2010 года, избыточного предложения электроэнергии на рынке и, как следствие, снижения цен на электроэнергию, как утверждают руководители РАО «ЕЭС», а вслед за ними и Минпромэнерго, ожидать не приходится.
Чего же следует ожидать?
Реальный баланс
Согласно утвержденному правительством в сентябре прошлого года графику либерализации цен на электроэнергию, уже к 2011 году почти 100% электроэнергии будет реализовываться по ценам, определяемым рынком. Исключение составят поставки для населения, это около 10% всего потребления. Однако, механизмы субсидирования регулируемого, более низкого, тарифа для населения до сих пор не прописаны. Продекларирована лишь необходимость ликвидации перекрестного субсидирования за счет промышленности.
Согласно прогнозу Минэкономразвития, темпы роста тарифов составят 12,5% в 2009 г. (сегодня в ФСТ обсуждается рост тарифов в 2009 г. уже на 23-25%) и 13,5% в 2010-м, при этом на оптовом рынке московского региона цена за кВт.ч будет равна 1 рублю.
Реальный же рост цены на электроэнергию можно оценить, исходя из динамики котировок на торговой площадке Администратора торговой системы - АТС. В сентябре 2007 г., в период дефицита электроэнергии, вызванного выводом из эксплуатации энергоблоков в связи с ремонтной кампанией, цена на спотовом рынке “сутки вперед” достигала 1,15 руб. за кВт.ч. Она более чем вдвое превысила регулируемый тариф – 41,3 коп. за кВт.ч для Москвы.
В первые дни января 2008 г. в связи с задержками в заключении долгосрочных договоров на поставку электроэнергии по регулируемому тарифу котировки на торговой площадке АТС достигали 1,2 руб. за кВт.ч при тарифе 55,9 коп. за кВт.ч (с оплатой за мощность - 76 коп.) для Москвы. По мере увеличения сектора свободного ценообразования средняя цена будет все больше подтягиваться к уже обозначившейся верхней границе.
Реальный порог проявится лишь после того, как уровень цен будет обеспечивать новым владельцам тепловых генерирующих компаний доходность строительства генерирующих мощностей, сопоставимую с другими рынками, а это не менее 20-25% годовых. Впрочем, давление на цены скорее окажет другой фактор, нежели начало массового строительства новых электростанций.
По данным Международного энергетического агентства, энергоемкость ВВП России в 11 раз выше, чем в Германии, в 6 раз выше, чем в Канаде, в 4 раза больше, чем в Польше. Поэтому с выходом оптовых цен в ходе либерализации рынка электроэнергии на уровень 1,2 руб. за кВт.ч, цена электроэнергии в России фактически сравняется с уровнем цен, например, в США ($0,06 или около 1,5 рубля за кВт.ч по итогам 2006 года для промышленных потребителей). Результатом будет вывод из эксплуатации производств, теряющих конкурентоспособность в связи с ростом цен на электроэнергию, а значит - сокращение темпов роста ВВП.
Возможно, при этом будут запущены рыночные механизмы по внедрению энергосберегающих технологий. Внедрение очевидных мер по энергосбережению - рационализация работы осветительных приборов, теплоизоляция и т. д. - может дать 10-15% снижения затрат электроэнергии. Сопоставимый эффект может принести изменение суточного и недельного профиля графика энергопотребления - смещение пиков нагрузки на выходные дни и ночные часы при возможности приобретать электроэнергию по более низким тарифам.
Наконец, энергокомпании в условиях дефицита электроэнергии будут более эффективно выстраивать свои ремонтные работы, повышать коэффициент использования установленной мощности, снижать затраты электроэнергии на собственные нужды, потери при ее передаче и т. д. В совокупности эти меры дадут снижение прироста энергопотребления в течение трех-четырех лет по отношению к нынешним 2,2%, что позволит сократить необходимость ввода новых мощностей до 3-5 ГВт в год. Напомню, что А. Чубайс говорил о строительстве в 2010 г. 15,9 ГВт новых генерирующих мощностей.
Главный вопрос заключается в том, как промышленность и население переживут переходный период. Это те самые три - пять лет, в течение которых будет устанавливаться баланс между имеющимся платежеспособным спросом на электроэнергию, с одной стороны, и аппетитами энергетических и строительных компаний - с другой. Что сможет сделать новое правительство, чтобы смягчить переходный период?
Б. Нигматулин д. т. н., профессор, первый заместитель директора Института проблем естественных монополий
Журнал «Золотой Лев» № 151-152 - издание русской консервативной мысли (www.zlev.ru) http://www.zlev.ru/151/151_32.htm
