6.Электроэнергетика Беларуси. Настоящее и будущее

Электроэнергетика — это стратегическая отрасль, состояние которой отражается на уровне развития государства в целом. В настоящее время электроэнергетика является наиболее стабильно работающим комплексом белорусской экономики. Предприятиями отрасли обеспечено эффективное, надежное и устойчивое энергоснабжение потребителей республики без аварий и значительного экологического ущерба.

Главным приоритетом энергетической политики нашего государства является повышение эффективности использования энергии как средства для снижения затрат общества на энергоснабжение, обеспечения устойчивого развития страны, повышения конкурентоспособности производительных сил и охраны окружающей среды.

В течение нескольких последних лет разработаны и одобрены высшими органами власти и правительством Концепция Национальной стратегии устойчивого развития и Основные направления Энергетической политики Республики Беларусь. В развитие и уточнение этих основополагающих документов с учетом изменения внутренних и внешних факторов развития Республики Беларусь в 2003 году разработан топливно-энергетический баланс страны на период до 2020 года, в котором также немаловажное место отведено вопросам дальнейшего развития электроэнергетики.

Потребление электроэнергии в республике в 2020 году вырастет до 41 млрд кВтч (на 23% выше уровня 2000 г.). Импорт электроэнергии не превысит 4 млрд кВтч и в зависимости от конъюнктуры рынка может быть прекращен, поскольку установленная мощность собственных генерирующих источников позволит обеспечить необходимый объем производства электроэнергии.

Прогноз структуры потребления электрической и тепловой энергии по отраслям экономики на 2020 г. определен исходя из динамики макроэкономических показателей развития народного хозяйства и реализации потенциала энергосбережения в республике.

Ожидается уменьшение потребления электроэнергии промышленностью на 13%, а основным потребителем электроэнергии станет коммунально-бытовой сектор.

Следует отметить, что в перспективе до 2020 г. основным видом топлива для производства электроэнергии и тепла остается природный газ. Однако его доля должна быть снижена до 60% от общего потребления котельно-печного топлива за счет увеличения потребления электроэнергетикой мазута до 4,2 млн т у.т., использования 1,75 млн т у.т. угля, 3,7 млн т у.т. дров, гидроэнергетических ресурсов. Использование атомной энергии в перспективе до 2020 года пока не предусматривается.

На основе параметров перспективного топливно-энергетического баланса республики определены основные направления дальнейшего развития белорусской энергетической системы.

При этом должно быть обеспечено достижение следующих основных целей и комплексное решение экономических, организационных и технических задач:

1. Устойчивое и надежное энергообеспечение.

2. Способность обеспечить потребности республики в электрической энергии за счет собственных генерирующих источников.

3. Оптимизация инвестиций в капитальное строительство и затрат на функционирование энергетической системы.

4. Повышение технического уровня в электроэнергетике за счет нового строительства, техперевооружения и реконструкции вырабатывающих ресурс действующих объектов энергетики на базе новых технологий.

5. Эффективное расходование энергетических ресурсов на производство, транспорт и распределение тепловой и электрической энергии. Реализация энергосберегающего пути развития электроэнергетики.

6. Решение проблемы неплатежей и обеспечения тарифов реальным затратам на производство, транспорт и распределение энергии.

7. Обеспечение отрасли необходимыми инвестиционными ресурсами для дальнейшего развития и совершенствования.

Развитие генерирующих источников

Установленная мощность белорусской энергосистемы составляет 7762 МВт и достаточна для полного обеспечения потребителей энергии республики в нынешней экономической ситуации.

Однако значительный моральный и физический износ основного оборудования вводит энергетику в зону повышенного риска, технологических отказов и аварий оборудования. Более 51% основного оборудования выработало свой ресурс (60% котлоагрегатов, 70% турбин, 45% станционных трубопроводов).

Поэтому развитие генерирующих источников для нужд республики требуется осуществлять исходя из необходимости:

Замещения выбывающих генерирующих мощностей до 2020 года в объеме до 2,5-3,5 млн кВт для поддержания уровня самообеспеченности.

Увеличения доли производства электроэнергии на основе теплофикации.

Повышения эффективности и маневренности генерирующих мощностей.

Учитывая прогнозируемую структуру топливного баланса в электроэнергетике республики, где доля использования природного газа к 2020 году составит порядка 60-70%, предпочтение отдано применению наиболее эффективных и экологически чистых парогазовых установок.

Приоритетными проектами в перспективе до 2020 г. являются:

Завершение строительства газовых надстроек на Березовской ГРЭС мощностью 250 МВт.

Реконструкция Минской ТЭЦ-3 путем демонтажа первой очереди и строительства теплофикационной ПГУ мощностью 230 МВт с использованием баков аккумуляторов.

Завершение строительства Минской ТЭЦ-5 энергоблоком ПГУ-450 МВт.

Надстройка первого энергоблока Минской ТЭЦ-5 газовой турбиной 110 МВт.

Надстройка энергоблока Т-250 Минской ТЭЦ-4 газовой турбиной мощностью110 МВт.

Надстройка энергоблока Т-180 Гомельской ТЭЦ-2 газовой турбиной мощностью 70 МВт.

Реконструкция турбин энергоблоков Лукомльской ГРЭС и увеличение их мощности на 75 МВт.

Замена устаревшего оборудования ТЭЦ суммарной мощностью не менее 1100 МВт более совершенными теплофикационными установками.

Реконструкция котельных путем установки малых паровых турбин и создания мини-ТЭЦ суммарной мощностью около 40 МВт.

Строительство угольных КЭС с ориентировочной мощностью 600 МВт и ТЭЦ мощностью100 МВт с современными системами очистки уходящих газов.

Строительство теплоэлектроцентрали на дровах мощностью порядка 265 МВт.

Строительство каскадов ГЭС на реках Неман и Западная Двина, малых ГЭС мощностью порядка 210 МВт.

Электрические сети

Электрическая сеть белорусской энергосистемы включает ЛЭП напряжением от 0,38 до 750 кВ общей протяженностью более 260 тыс. км и трансформаторные подстанции общей установленной мощностью 31,4 тыс. МВА.

Радиально-кольцевая структура основной сети в целом обеспечивает надежное энергоснабжение потребителей.

Средний коэффициент износа ВЛ 35-750 кВ составляет 52%. Большинство ПС 35 кВ и выше находятся в эксплуатации 15-20 лет и более при нормативном сроке службы оборудования около 25 лет. Физический износ оборудования подстанций превышает 60%. Основные проблемы связаны с техническим состоянием сети 220 кВ в западных областях республики.

В настоящее время реализуется Концепция развития электрических сетей белорусской энергосистемы на 2001-2010 годы.

Расширение электрических связей в сторону Польши путем строительства двухцепной ЛЭП 400 кВ и вставки постоянного тока. В настоящее время организован энергомост Березовская ГРЭС — Вулька-Добрыньска (Польша).

Усиление электрических связей с Россией. Учитывая значительную загрузку межсистемных электрических связей между Беларусью и Россией, целесообразно сооружение второй линии электропередачи 750 кВ из центральной части России в северную часть Беларуси в район Постав.

Развитие и оптимизация использования межгосударственных ЛЭП с Прибалтикой. В частности, рассматривается вопрос о переводе на напряжение 750 кВ работающей сейчас на напряжении 330 кВ линии электропередачи ПС Белорусская — Игналинская АЭС. Определяется целесообразность использования пиковой мощности ГАЭС в Литве.

Строительство ЛЭП 750 кВ Ровенская АЭС — ПС Белорусская.

Нам необходимо реконструировать и построить 2100 км ЛЭП 35-330 кВ и 32,5 тыс. км воздушных и кабельных линий электропередачи напряжением 0,4-10 кВ.

Тепловые сети

В белорусской энергосистеме эксплуатируется более 4800 км тепловых сетей, в том числе 2000 км магистральных тепловых сетей. Из них около 40% трубопроводов эксплуатируется с наработкой более 15 лет, в том числе 20% с наработкой более 25 лет (при нормативном сроке службы 25 лет). Ежегодно требуется замена порядка 100 км изношенных участков.

Основными направлениями совершенствования и развития систем теплоснабжения будут являться:

— замена действующих теплопроводов на предизолированные;

— применение более совершенной запорной арматуры и компенсаторов;

— подключение новых потребителей через индивидуальные тепловые пункты;

— применение качественно-количественного регулирования сетей;

— автоматизация управления тепловыми и гидравлическими режимами;

— улучшение качества сетевой воды.

Научно-технический прогресс в отрасли

Концерн “Белэнерго” обеспечивает широкий спектр научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ, представляющих практический интерес для предприятий отрасли и направленных на внедрение ресурсосберегающих, импортозамещающих и ориентированных на экспорт материалов, систем, устройств и технологий. Особое внимание уделяется разработке и внедрению государственной научно-технической программы “Энергетика”.

К разработкам привлечены организации концерна “Белэнерго”, имеющие возможность организовать производство созданных объектов новой техники на своих площадях, и ведущие академические институты и ВУЗы республики. В настоящее время практическую отдачу приносят следующие разработки:

На Березовской ГРЭС, Могилевской ТЭЦ-2 завершены работы по внедрению информационно-вычислительной системы (ИВС) для управления турбоагрегатами и АСУ ТП теплофикационного энергоблока.

В белорусской энергосистеме создана и находится в опытно-промышленной эксплуатации АСКУЭ верхнего уровня, которая обеспечивает решение задач по формированию балансов энергосистем на основе взаимодействия баз данных разных уровней.

Широкое применение нашла технология формирования контактных поверхностей повышенной надежности токоведущей системы разъединителей. Рассматривается возможность продажи этой технологии за рубеж.

Внедрены комплексы программно-алгоритмических средств вибрационного контроля опор и поддержки режимов турбоагрегатов.

Ряд разработок защищен патентами Республики Беларусь и Российской Федерации. На сегодняшний день поданы и находятся на рассмотрении в патентном комитете 4 заявки на получение патентов, в том числе 2 заявки на высокочастотный метод дистанционного определения места однофазного замыкания на землю в воздушных сетях 6-10 кВ, 1 заявка на технологию изготовления разъединителей на номинальные токи 400, 630, 1000 А, 1 заявка на конструкцию градирни.

В 2003 году завершаются разработки, а в 2004 году планируется выпуск и поставка потребителям следующей научно-технической продукции:

микропроцессорное реле напряжения;

керамические кольца для торцевых уплотнений водяных насосов;

микропроцессорная система автоматики источников оперативного постоянного тока энергообъектов;

комплектные распределительные устройства на основе камер стационарных одностороннего обслуживания (КСО);

светильник наружного освещения с натриевыми лампами.

Для реализации намеченных перспектив крупномасштабного замещения выбывающих и наращивания новых мощностей, линий электропередачи, тепловых сетей, энергосбережения потребуются значительные финансовые ресурсы. До 2020 г. в электроэнергетику необходимо инвестировать порядка 5,5-6 млрд долларов, ежегодно — не менее 260-280 млн долларов. При этом капвложения в энергетику составляют не более 40% от необходимого объема инвестирования.

Инвестиционные возможности и климат в электроэнергетике во многом определяется тарифной политикой.

Можно сказать, что в настоящее время основная диспропорция в тарифах ликвидирована. Однако у нас еще остались перекосы в тарифах среди промышленных групп потребителей за счет наличия значительной доли потребителей энергии, имеющих льготный тариф.

В перспективе тарифы должны отражать реальную стоимость первичных энергоносителей, используемых для выработки энергии, и вынуждать потребителей использовать энергию наиболее эффективно. Необходимо обеспечить возмещение затрат предприятий на производство, транспорт и распределение энергии, на стимулирование инновационной, инвестиционной и энергосберегающей деятельности хозяйствующих субъектов, создание стимулов для повышения эффективности производства.

Многие из существующих проблем отрасли являются следствием структурных недостатков энергетики.

Действующая вертикально интегрированная структура электроэнергетики не обеспечивает в достаточной степени необходимой заинтересованности и стимулов для инвестиций, инноваций, модернизации и повышения эффективности энергетического производства. Энергетические предприятия не получают адекватного прироста прибыли за счет снижения себестоимости продукции. Для приведения структуры управления в отрасли в соответствие с формирующимися социально-экономическими и имущественными отношениями в республике, создания условий конкуренции в производстве и сбыте тепловой и электрической энергии необходимо проведение структурных преобразований.

Однако очевидно, что проводимые преобразования в электроэнергетике должны осуществляться таким образом, чтобы наряду с внедрением новых, несомненно, прогрессивных экономических отношений не допустить потери тех положительных сторон и преимуществ, которыми характеризуется белорусская энергетика на протяжении всех предыдущих лет ее существования.

К этим преимуществам можно отнести:

Надежное энергоснабжение потребителей республики.

Возможность оптимизации режимов работы энергосистемы, что обеспечивает экономию топливных, трудовых и финансовых ресурсов.

Высокий уровень живучести энергосистемы, ее устойчивость к авариям.

Сохранение управляемости энергосистемы во внештатных ситуациях.

Предполагается, что реформирование электроэнергетики будет происходить путем разделения по видам деятельности, формирования рыночных структур, организации оптового рынка электроэнергии и мощности, акционирования в условиях государственного регулирования без изменения формы собственности предприятий. Процесс реструктуризации планируется провести поэтапно — в течение периода от 6 до 10 лет.

В настоящее время разработано 4 альтернативных варианта реструктуризации электроэнергетики, которые опубликованы в №38 “Строительство и недвижимость”. Отличия этих вариантов заключаются в сохранении либо ликвидации концерна “Белэнерго” на период проведения реформ, а также в вопросах разгосударствления и приватизации предприятий электроэнергетики.

Перед электроэнергетической отраслью поставлены стратегические задачи, которые предстоит решать в условиях изменения структуры отрасли, модели экономики в республике и внешних экономических факторов:

Развитие, реконструкция и модернизация электростанций, тепловых и электрических сетей.

Повышение эффективности производства, надежности и технического уровня энергосистемы.

Привлечение внешних инвестиций в электроэнергетику.

Увеличение объемов экспорта продукции и услуг.

Совершенствование экономических механизмов снижения затрат и издержек производства;

Улучшение финансового состояния отрасли и переход на тарифы, покрывающие затраты производства, транспорта и сбыта энергии;

Реструктуризация отрасли и формирование конкурентного рынка электроэнергии

На протяжении последнего десятилетия электроэнергетика, обладая значительным запасом прочности, практически дотировала различные отрасли, поддерживая социальную, бюджетную, сельскохозяйственную сферы экономики за счет системы перекрестного субсидирования, неплатежей потребителей, целого ряда льгот и отсрочек платежей. Общество только сейчас начинает приходить к пониманию того факта, что энергия является товаром, причем товаром дорогим. Даже у такого мощного комплекса, как электроэнергетика, существует предел возможностей, поэтому вопросы экономического и финансового оздоровления, надежной работы уже сейчас исключительно актуальны и требуют принятия неотложных мер.

Конгресс организован с целью открытого обмена мнениями по широкому спектру проблем, поиска эффективных путей их решения. Энергетики заинтересованы в установлении деловых контактов с серьезными компаниями, поставщиками электротехнического и тепломеханического оборудования для модернизации и реконструкции объектов энергетики, обеспечения передовых экологических и энергосберегающих стандартов.

Елена Ракова

7.Электроэнергетический комплекс стран СНГ продолжает искать способы преодоления двух основных системных проблем отрасли: удорожания топлива и близкого к критическому состояния основных фондов, созданных преимущественно еще в советское время.

Наиболее перспективным решением являются комплексные рыночные реформы и приватизация электроэнергетики, которая эффективно решает весь комплекс накопившихся проблем. Сложившаяся ситуация вынуждает постсоветские правительства форсировать модернизацию энергетики, для чего все шире привлекаются национальные и транснациональные частные инвесторы. Однако реформы тормозятся по «политическим соображениям». Поскольку государственных инвестиций не хватает, основными источниками финансовых вливаний становятся заемные средства, что в условиях ограничения тарифов ухудшает экономическое положение энергопредприятий. При этом все страны неохотно идут на повышение энергетических тарифов - необходимое условие привлечения инвесторов. Ведь при низких тарифах невозможно финансировать необходимые масштабные инвестиции. А в большинстве стран СНГ по-прежнему считают энергетические тарифы скорее общественным благом, чем товаром.

Беларусь долго сопротивлялась реформам в секторе энергетики. Однако в последнее время можно услышать из разных, преимущественно неофициальных, источников, что правительство и Министерство энергетики в очередной раз разрабатывает программу реструктуризации отрасли.

В этой связи хотелось бы подискутировать о некотором опыте, накопленном нашими соседями - странами СНГ - в этой сложных реформах. Ведь по индексу реформирования электроэнергетики, разрабатываемому ЕБРР (при всех плюсах и минусах этой методики), такие страны как Россия, Украина, Армения, Грузия вплотную приблизились к странам ЦВЕ (с индексами в 3 и 3+ по 4х бальной системе, в то время как Беларусь стабильно имеет 1).

Да, наша электроэнергетика все еще работоспособна и в некоторой степени эффективна. Однако в данной статье хотелось бы поговорить не о необходимости и путях реформирования электроэнергетики Беларуси, а об опыте соседей. Многие из этих уроков полезны и применимы в нашей стране.

Важность приватизации и бессмысленность боязни российского капитала

Российский капитал сыграл положительную роль в функционировании энергетики во многих странах СНГ. Например, сегодня электроэнергетика Армении динамично развивается, функционируя на принципах полного покрытия затрат и прибыльного развития. Армения полностью удовлетворяет собственное потребление (без всяких перебоев и отключений), экспортирует электроэнергию в Грузию и планирует экспорт в Иран. Уровень собираемости платежей, который едва достигал 50% в 1995 г., сегодня - 100%. При этом коммерческие потери электроэнергии одни из самых малых в СНГ, составляют 4%.

То же, хотя и в несколько меньшей степени, характерно для электроэнергетики Молдовы или Грузии, которая, продав часть сектора российскому инвестору, получила бесперебойное снабжение. В 2007 г. Грузия из страны-импортера электроэнергии превратилась в страну-экспортера.

Электроэнергетика в этих странах является прибыльным сектором экономики. В то же время в Украине энергетический сектор практически убыточен, что в условиях старения мощностей представляет реальную угрозу для будущего устойчивого развития сектора.

Необходимость доприватизационной подготовки энергопредприятий

Для того, чтобы энергопредприятия не приватизировались по заниженным в десятки раз ценам, приватизируемое предприятие должно пройти доприватизационную подготовку (реструктуризацию), которая призвана решить проблему долгов и неплатежей, сократить эксплуатационные затраты, повысить прозрачность управления. Большое значение имеет тарифная политика и переход на адресные методы социальной защиты (через механизмы, финансируемые Министерством финансов, а не энергетиками). В результате повысится рыночная стоимость компании, прозрачность финансовых потоков и их предсказуемость.

Либерализация в условиях отсутствия платежной дисциплины, низких тарифов и реальных полномочий собственника по управлению предприятием приводит к росту потерь, воровства, коррупции и дальнейшему ухудшению положения дел в энергетике.

Прозрачность и состязательность приватизации

Важно обеспечить прозрачность проведения приватизационных сделок, а также наличие и выполнение новым собственником инвестиционного соглашения, где прописаны объемы инвестиций и обязательства инвестора. В Казахстане, Грузии, Молдове часть приватизационных сделок в энергетике имела непрозрачный характер. В результате новые собственники не выполнили свои инвестиционные обещания, более того, занимались выводом активов и прочей непрофильной деятельностью (например, консультированием), которое повышало себестоимость и делало компанию убыточной. В результате ухудшения ситуации даже международные организации признали необходимость проведения второй волны приватизации.

Врезка 1. Негативный опыт Казахстана

В августе 1996 г. энергообъединение «Алматыэнерго» было продано бельгийской компании «Трактебель» по чрезвычайно низкой цене - 10 долл. за 1 кВт (в десятки раз ниже реальной стоимости). В соответствии с контрактом, тарифы на электрическую и тепловую энергию в 1997 г. были значительно повышены, с тем, чтобы обеспечить компании рентабельность на уровне 25%.

В то же время мэрия Алматы, которая регулировала тарифы на электрическую и тепловую энергию, в конце 1999 г. провела экспертизу тарифной и всей экономической политики, проводимой бельгийской фирмой. Проверка показала, что перерасход по статье «Услуги и прочие расходы» в первом полугодии 1999 г. составил 44,9% от себестоимости продукции компании и превысил плановые в 11,2 раза. Основной «вклад» в этот перерасход внесли «расходы по сомнительным долгам», консультационные и юридические услуги иностранных специалистов. В результате фактическая рентабельность составила - 33%. При этом план по ремонту энергооборудования и сетей не выполнялся (10% от плана). Значительно выросли потери электроэнергии в электрических сетях (в 1999 г. - 40% при нормативе 16%) и потери тепла в тепловых сетях (1999 г. - 40% при нормативе 10%). Из-за невыполнения на станциях плана ремонта энергоблоков они часто выходили в аварийный ремонт, оборудование работало со значительным отклонением от расчетных технико-экономических показателей, на полный износ. За невыполнение условий контракта 1999 г. в мае 2000 г. правительство Казахстана по инициативе мэрии Алматы расторгло контракт с бельгийской компанией «Трактебель», и владельцем «Алматыэнерго» стала национальная компания «Казтрансгаз».

Кроме того, в Казахстане к 1995 г. американской энергетической корпорацией АЕS были приватизированы некоторые из крупнейших энергопредприятий Казахстана - Усть-Каменогорская ТЭС (мощностью 240 МВт), Усть-Каменогорская ГЭС (332 МВт), Шульбинская ГЭС (702 МВт), Лениногорская ТЭС (50 МВт), Семипалатинская ТЭС, а также Усть-Каменогорская энергораспределительная система и ряд других. Инвестор также не выполнял инвестиционные соглашения, ссылаясь на заниженные тарифы. В результате некоторые приватизированные ГЭС обанкротились, что косвенно снижало стоимость промышленных предприятий, которые зависели от бесперебойного снабжения электроэнергией. После покупки этих промышленных предприятий по заниженным ценам иностранными инвесторами, электроснабжение восстанавливалось.

Выход государства из генерации и создание конкурентного рынка

Конкуренция между государственными электростанциями - вещь смешная и бессмысленная. Соответственно, прежде чем организовывать конкурентный рынок, государство должно добиться появления достаточного числа независимых игроков в генерации, значит, выйти из этого рынка само. Простое акционирование или сохранение государства в составе основных акционеров в генерирующих АО не решает проблему привлечения частных инвестиций в отрасль и повышения их эффективности.

Приватизация не только генерации, но и распределения

Опыт многих стран, а в СНГ - Грузии и Украины, подчеркивает необходимость одновременной приватизации и генерации, и распределения. Приватизация генерирующих мощностей в условиях доминирования государственных компаний, занимающихся трансмиссией и сбытом, не может решить проблему неплатежей и улучшения платежной дисциплины, что является необходимым условием повышения эффективности производителей. В Украине энергетический пул как способ организации рынка электроэнергии не заработал, поскольку низкие тарифы и низкая платежная дисциплина превратили сектор в убыточный. При этом государство как единственный покупатель не может имитировать рыночные механизмы.

Реформа тарифной политики не должна быть подверженна политическому влиянию

Чаще всего тарифная политика независимого регулятора в большой степени определяется политическими (социальными) соображениями. В настоящее время почти во всех странах установление тарифов (для населения, промышленных предприятий, сельского хозяйства) подвержено значительному политическому влиянию. В то же время все страны сталкиваются с проблемой старения производственной базы. Однако, регулируемые и заниженные тарифы не включают достаточную прибыль, чтобы заменить старое оборудование. Более того, тарифная политика является одним из серьезных препятствий для привлечения в сектор частных инвестиций. Заниженные тарифы к тому же только усиливают проблему потерь и низкой энергоэффективности как производителей, так и потребителей (блокируются стимулы к энергосбережению).

Например, отсутствие определенных законодательных норм при либерализации рынка электроэнергии в условиях неплатежей потребителей вылилось в проблему постоянной нехватки у предприятий отрасли оборотных средств. Это, в свою очередь, привело к крупномасштабной бартеризации взаиморасчетов и дискредитации понятия стоимости электроэнергии, которая сложилась на самом деле не как стоимость товара, а как стоимость долговых обязательств. И в конечном итоге - к экономически не обоснованному снижению цены на электроэнергию для потребителей и колоссальному ущербу для производителей электроэнергии и топлива.

Реформы и Беларусь

Белорусская энергетика нуждается в масштабных инвестициях - по правительственным оценкам в более чем 31 млрд. долл., включая строительство АЭС, экономическую эффективность которой, кстати, еще никто не доказал. В условиях существующих тарифов финансировать такие программы модернизации сама энергетика не в состоянии. Между тем, износ основных фондов в системе достигает 60% и более. В тоже время, рост цен на газ в этом и следующем году будет означать, что рост тарифов на газ, свет и тепло будет сдерживаться за счет ограничения (ликвидации) инвестиционной составляющей в тарифах. При этом неэффективность, субсидиарность и бесхозяйственность в секторе очевидна - на фоне значительно более низких цен на покупной газ, тарифы на электроэнергию для предприятий почти сравнялись с европейскими.

Очевидно, что реформы в секторе необходимы. Имеется огромный опыт - как стран ЦВЕ, так и многих стран СНГ. Правительству есть из чего выбирать. Топтание на месте или имитация реформ только приведут к повышению стоимости реализации реформ в будущем. Тем более, что только реформы могут позволить сократить издержки в секторе (на фоне роста затрат в виде покупного газа), провести коммерциализацию и привлечь частные инвестиции для полной модернизации сектора.

Елена Ракова, «Наше мнение»