Выступление заместителя Министра энергетики Российской

О состоянии и перспективах
развития электроэнергетики
Российской Федерации
Докладчик: А.Н. Шишкин
сентябрь 2011 г.
2
1. Текущее состояние отрасли
Основные показатели работы отрасли
в 2010 году
Установленная мощность электростанций Российской
Федерации на 01.01.2011 - 214,8 ГВт
на 01.07.2011 – 216,9 ГВт
Выработка э/э за 2010 год - 1 025 млрд. кВтч
6 мес. 2011 года - 514,0 млрд. кВтч
Структура установленной мощности на
01.01.2011
Структура выработки электроэнергии
в 2010 году
21%
68%
11%
ТЭС
ГЭС
АЭС
67%
16%
17%
За 2010 год электропотребление в Российской Федерации составило 1 009,6 млрд. кВтч,
в том числе по ЕЭС России – 989,2 млрд. кВтч.
электропотребление за 6 мес. 2011 года – 504,8 млрд. кВтч
Максимум электрической нагрузки ЕЭС России в 2010 году – 149,2 ГВт.
Рост электропотребления в 2011 году ожидается
на уровне 1,7% - 2%
3
Техническое состояние основного оборудования
4
ТЭС
ГЭС
7%
ЛЭП ЕНЭС
ПС ЕНЭС
20,9%
15%
27%
52%
56,8%
43%
24%
33%
41%
30%
22,3%
16%
до 30 лет
31-50 лет
более 50 лет
до 20 лет
АЭС
7,4%
79,6%
более 20-40 лет
52%
до 20 лет
40,6%
20,4%
12%
21-30 лет
31-40 лет
более 40 лет
Распределительный
комплекс
выработало 2 и более
сроков эксплуатации
выработало нормативный
срок эксплуатации
в пределах нормативного
срока эксплуатации
Высокая степень изношенности оборудования электростанций
приводит к снижению:
Срок эксплуатации оборудования ЕНЭС:
 надежности работы оборудования;
 эффективности: КПД ТЭС в России 36,6%, в мире 39-41,5%,
давление пара ТЭС в России 25 МПа, в мире 30-35 МПа, температура
пара ТЭС в России 545-550оС, в мире 600-650оС.
 сверхнормативный (более 25 лет) - ПС 47%, ЛЭП 67%;
 аварийный (более 35 лет для ПС и более 40 лет для ЛЭП) - ПС 17%,
ЛЭП 26%.
потери электроэнергии в ЕНЭС России ~5%, за рубежом ~3,7%. Потери
электроэнергии в распределительных сетях 8,68 %.
0
0
10.3
10
13.4 13.9
Томская РК
Янтарьэнерго
Кубаньэнерго
Тюменьэнерго
Ленэнерго
МОЭСК
МРСК Северного Кавказа
МРСК Юга
МРСК Сибири
МРСК Волги
3.8 3.7
4.5
Томская РК
4.0
Янтарьэнерго
21.9
Кубаньэнерго
15
18.4
Тюменьэнерго
5.8
17.2 18.4
4.1
Ленэнерго
25
4.5
МОЭСК
Среднее 2 напряжение
МРСК Урала
3
МРСК Северо-Запада
3.7
3.9
МРСК Северного
Кавказа
20.0
4.7 4.4
МРСК Юга
0.7
4.4
МРСК Сибири
6.8 20
5.3
МРСК Волги
2.9
4
МРСК Центра и
Приволжья
3.2
МРСК Центра
4.1
Дальневосточная РСК
% от отпуска в сеть
МРСК Урала
5.4 5.2
5
МРСК Северо-Запада
7.5
Томская РК
5.1
МРСК Центра и
Приволжья
6.5
Янтарьэнерго
Кубаньэнерго
6
МРСК Центра
2
Тюменьэнерго
Ленэнерго
МОЭСК
МРСК Северного
Кавказа
МРСК Юга
МРСК Сибири
Высокое напряжение
Дальневосточная РСК
8.5
2.6
Томская РК
4.2
2.6 2.3 2.4
Янтарьэнерго
4.1
МРСК Волги
4.8
Кубаньэнерго
5.5
Тюменьэнерго
8
Ленэнерго
5.2 5.3
2.8
3.0
МОЭСК
0
0
МРСК Урала
4.8
МРСК Северного
Кавказа
4
3.5
МРСК Юга
6
2.7
МРСК Сибири
1
МРСК Северо-Запада
2.3
МРСК Волги
1
МРСК Центра и
Приволжья
2.9 3.1
МРСК Урала
10
МРСК СевероЗапада
2
МРСК Центра
3
МРСК Центра и
Приволжья
4
Дальневосточная РСК
5
МРСК Центра
2
ФСК ЕЭС
6
Дальневосточная
РСК
Потери электроэнергии
5
Среднее 1 напряжение
4.1
2.7
0.1
Низкое напряжение
21.8 21.8
17.6
10.8
13.4
8.0 7.5
5
Прогноз электропотребления до 2017 г.
6
млрд. кВтч
1200
1,130.5
1100
1,040.0
1000
908.4
947.3
968.8
2006
2007
989.2
946.7
2008
2009
2010
2011
2012
Электропотребление ЕЭС России
2013
2014
факт
Прогнозируется увеличение
электропотребления к 2017 г.
относительно 2010 г. по ЕЭС России
на 194,5 млрд. кВтч (на 20%).
2015
2016
план
Территориальное распределение электропотребления (ЕЭС России)
221,8
273,4
92,7 107,4
Северо-Запад
Центр
248,7
283,1
105,0 123,3
208,4
82,4 106,3
Волга
251,5
Урал
Юг
Факт 2010 год, млрд. кВт.ч.
Прогноз 2017 год, млрд. кВт.ч.
Сибирь
30,1 38,7
Восток
1,183.7
1,102.1
1,009.6
989.7
900
2005
1,076.0
1,158.2
2017
Прогноз максимальных электрических нагрузок до 2017 года
7
млн. кВт.
190.0
177.4
170.0
158.9
150.0
147.5
149.2
150.0
2008
2009
145.9
149.2
153.9
130.0
2006
2007
2010
2011
173.0
Прогнозируется прирост нагрузки к 2017 г. относительно
2010 г. по ЕЭС России на 32,2 млн. кВт (21,6%)
138.4
2005
168.8
164.6
181.4
2012
2013
2014
2015
2016
2017
Максимум электрической нагрузки ЕЭС России
факт
план
Территориальное распределение собственных максимальных электрических нагрузок ОЭС России
46,4
36,9
14,9
17,7
Северо-Запад
35,9
Центр
13,6
18,2
16,8
42,1
20,5
38,3
31,7
Волга
5,2
Урал
Юг
Рmax 2010 г., ГВт
Pmax 2017 г. , ГВт
6,8
Восток
Сибирь
Условия функционирования отрасли
8
ТЕКУЩИЕ УСЛОВИЯ ФУНКЦИОНИРОВАНИЯ ОТРАСЛИ
•
•
•
•
•
•
•
•
•
Высокая степень износа электросетевого и энергетического оборудования.
Выбытие энергетического оборудования (прогноз к 2020 году 12 - 15%).
Низкая эффективность в отрасли (высокий уровень операционных затрат, использование морально
устаревших технологий, низкие технико-экономическое показатели работы оборудования).
Рост электропотребления (не менее 25% к 2020 году).
Рост цен на топливо (цены на газ не менее 115 % ежегодно до уровня на мировых рынках).
Жесткие ограничения роста цен на электроэнергию, задаваемые Правительством Российской
Федерации (на уровне не выше прогнозируемой инфляции).
Высокая стоимость привлечения капитала (13 - 14 %).
Значительный объем перекрестного субсидирования (ограниченный темп роста тарифов для
населения и тарифов на тепловую энергию, «последняя миля» для электросетевых компаний).
Отсутствие отечественных высокоэффективных разработок в области парогазовых установок и
электросетевого оборудования.
ВЫВОДЫ:
•
•
•
•
Отрасль испытывает острую потребность в модернизации и развитии.
Увеличение риска снижения надежности энергоснабжения потребителей, в т.ч. в части
подключения новых потребителей, сдерживание темпов развития экономики Российской
Федерации.
Ресурсы для инвестирования минимальны.
Необходимо организовать на территории Российской Федерации энергомашиностроительные
производства, выпускающие современную продукцию, соответствующую мировым
стандартам.
9
2. Задачи Минэнерго России
до конца 2011 года
Задачи
10
1. Проведение конкурентного отбора мощности
на 2012 год.
2. Нормотворческая деятельность на рынке тепловой
энергии
3. Согласование «вынужденной» генерации.
4. Согласование перечня объектов ЕНЭС, передаваемых
в аренду региональным сетевым организациям.
5. Нормирование потерь электро – и теплоэнергии.
6. Корректировка инвестиционных программ.
7. Контроль за деятельностью энергокомпаний
КОМ 2012 года
Ключевые аспекты проведения конкурентного отбора мощности (КОМ):
1. 27 зон свободного перетока (ЗСП), в том числе 3 ЗСП без предельной цены на
мощность.
ЗСП «Сибирь» в 2012 году становится рыночной
2. Сроки проведения:
• сентябрь 2011 года – подача заявок;
• 1 ноября 2011 года – подведение итогов;
• 1 декабря 2011 года – передача результатов в Правительственную комиссию по
вопросам развития электроэнергетики для определения состава «вынужденной»
генерации.
3. Сохранение предельных цен на мощность на уровне 2011 года.
Предложение Минэнерго России – индексация цен на мощность, в том числе
предельных цен, с 1 июля 2012 года.
4. Определение спроса на мощность с учетом резерва 17 %.
5. Отбору не подлежит генерирующее оборудование год выпуска которого раньше
1952 с давлением свежего пара 9 МПа и менее.
11
Разработка нормативных правовых актов
в области реализации тепловой энергии
12
Согласно распоряжению Правительства РФ №2485-р от 30.12.2010 Минэнерго России является
головным исполнителем по разработке и внесению в Правительство РФ 2-х проектов постановлений
Правительства Российской Федерации
«О внесении изменений в некоторые акты Правительства РФ, в части распределения
полномочий между федеральными органами исполнительной власти в сфере
теплоснабжения»
«Об утверждении Порядка вывода в ремонт и из эксплуатации источников тепловой
энергии, тепловых сетей и о внесении изменений в Правила вывода объектов
электроэнергетики в ремонт и из эксплуатации, утвержденные постановлением
Правительства Российской Федерации от 26 июля 2007 г. № 484»
Планом также предусмотрен выпуск следующих приказов Минэнерго России
«Об утверждении порядка составления топливно-энергетических балансов субъектов Российской Федерации,
муниципальных образований»
«Об утверждении правил оценки готовности к отопительному периоду»
«Об утверждении порядка расследования причин аварийных ситуаций при теплоснабжении»
«Об установлении порядка определения нормативов технологических потерь при передаче тепловой энергии,
теплоносителя, нормативов удельного расхода топлива при производстве тепловой энергии, нормативов запасов
топлива на источниках тепловой энергии (за исключением источников тепловой энергии, функционирующих в
режиме комбинированной выработки электрической и тепловой энергии), в том числе в целях государственного
регулирования цен (тарифов) в сфере теплоснабжения»
«Вынужденная» генерация
13
«Вынужденная» генерация – это:
-
генерация, в отношении которой Минэнерго России принято решение о приостановлении
вывода из эксплуатации;
генерация не отобранная по результатам КОМ (по техническим параметрам, либо по цене),
но утвержденная Правительственной комиссией по вопросам развития
электроэнергетики.
Основание для принятия решения о приостановлении вывода из эксплуатации генерации
для Минэнерго России, либо Правительственной комиссии:
-
обеспечение надежного энергоснабжения потребителей;
обеспечение теплоснабжения социально значимых групп потребителей и необходимого для
функционирования систем жизнеобеспечения (т.е генерация нужна исключительно для
регионального рынка тепла).
В соответствии с положениями № 190-ФЗ «О теплоснабжении», № 35-ФЗ «Об электроэнергетике» и
Правилами вывода объектов электроэнергетики в ремонт и из эксплуатации, утвержденных
постановлением Правительства Российской Федерации от 26 июля 2007 г. № 484., в
обязательном порядке учитывается заключение муниципальных органов местного
самоуправления о согласовании или приостановке вывода из эксплуатации генерирующего
объекта по основанию теплоснабжения.
По состоянию на 01.09.2011 в ОАО «СО ЕЭС» поданы заявления о выводе генерирующих
объектов из эксплуатации, общий объем мощности составляет 10691 МВт
«Вынужденная» генерация
14
Системный оператор рассмотрел поданные заявления, готовятся заключения. С
учетом представленных обращений от руководителей регионов по большинству заявлений
будет отказано в выводе из эксплуатации по основанию надежного теплоснабжения.
Важно:
Количество заявлений и типы оборудования в отношении которого поданы заявления на
вывод из эксплуатации свидетельствует о том, что субъекты используют механизм вывода их
эксплуатации в целях получения статуса вынужденных.
Оплата вынужденной генерации:
- за электроэнергию по свободным нерегулируемы ценам на РСВ;
- за мощность – по тарифам ФСТ России. В 2012 году с учетом прогнозного финансового
результатам от реализации электроэнергии выработанной всеми генерирующими объектами
компании.
- оплачивают все потребители расположенные в той же зоне свободного перетока (генератор
необходим по электроснабжению);
- оплачивают все потребители расположенные в том же субъекте РФ (генератор необходим для
регионального рынка тепла).
Прямое удорожание
мощности для
потребителей региона
Предельный уровень роста цен
ограничен прогнозом социальноэкономического развития РФ
Регионы должны взвешенно относиться к процедуре присвоения статуса «вынужденный»
Договоры «последней мили»
15
ИСХОДНЫЕ УСЛОВИЯ
• Все договоры аренды объектов ЕНЭС завершили действие 31.12.2010.
• Изменения в ст. 8 Федерального закона 35-ФЗ предоставляют возможность
ОАО «ФСК ЕЭС» передавать объекты ЕНЭС в аренду по согласованию с федеральным
органом исполнительной власти до 01.01.2014.
• Заключение потребителями договоров оказания услуг с ОАО «ФСК ЕЭС», в том
числе по решению Арбитражного суда (наиболее крупные потребители, заключившие
договора с ОАО «ФСК ЕЭС»: СУАЛ-УАЗ, РУСАЛ КрАЗ, Качканарский ГОК,
Русэнергоресурс, Русэнергосбыт).
• Выпадающие доходы региональных сетевых компаний в условиях отсутствия
корректных региональных тарифно-балансовых решений (выпадающие доходы в
2009-2010 гг. – 6,7 млрд. рублей).
• Потенциальный объем выпадающих доходов дочерних обществ ОАО «Холдинг
МРСК» и ОАО «ДРСК» в случае полной ликвидации «последней мили» – 60 млрд.
рублей (инвестпрограммы компаний на 2011 год – 130 млрд. рублей).
Договоры «последней мили»
16
Постановлением Правительства РФ от 27.12.2010 № 1173 утверждены
Правила согласование передачи в аренду объектов ЕНЭС региональным сетевым компаниям.
Нерешенные проблемы:
• Органы регулирования ряда субъектов РФ не могут принять корректные тарифно-балансовые
решения в условиях действия прямых договоров между ОАО «ФСК ЕЭС» и крупными
потребителями (темп роста цены на электроэнергию для прочих потребителей существенно
превышает уровень 115 %).
• Выпадающие доходы в 2011 году дочерних обществ ОАО «Холдинг МРСК» и ОАО «ДРСК»
более 15 млрд. рублей.
В августе 2011 года ОАО «ФСК ЕЭС» направлены уведомления о расторжении
договоров оказания услуг с потребителями проблемных регионов
Минэнерго России подписан приказ по согласованию объектов ЕНЭС, передаваемых
в аренду с учетом:
1. Расторжения ОАО «ФСК ЕЭС» договоров оказания услуг.
2. Графиков ликвидации «последней мили», предложенных субъектами РФ.
3. Требований Правил (правило отказа в аренде объектов ЕНЭС при отсутствии
расторжения договоров)
Нормирование потерь электроэнергии
17
СИТУАЦИЯ «КАК ЕСТЬ»:
Электросетевая компания имеет возможность выбора между Минэнерго России и органом
регулирования субъекта РФ (есть возможность не обращаться за нормированием потерь в
Минэнерго России)
НЕПРИЕМЛЕМО
СИТУАЦИЯ «КАК ДОЛЖНО БЫТЬ»:
1. Электросетевая компания защищает норматив потерь в Минэнерго России (не позднее 1.10).
2. ФСТ России учитывает утвержденные Минэнерго России нормативные потери в прогнозном
балансе.
3. Орган регулирования субъекта РФ учитывает утвержденный Минэнерго России норматив
потерь при расчете тарифов.
Минэнерго России предлагает ФСТ России включить в проект Основ
ценообразования штрафные санкции к компаниям, не имеющим
утвержденного Минэнерго России норматива (дисконт 25% потерь)
В соответствии с приказом Минэнерго России от 29.04.2011 № 160 рассматривают представленные расчеты:
-потери электроэнергии - Департамент развития электроэнергетики (Никонов В.В.)
-потери теплоэнергии – Департамент оперативного контроля и управления в электроэнергетике (Степанов А.Ю.)
Корректировка инвестиционных программ
18
Рост цен на газ (с 1.07.2012 – 115 %)
Рост цен на электроэнергию
Рост тарифов сетевых компаний
(рост тарифов с 1.07.2012 - 111 %)
2012
2013
2014
107,1
107,5
115,0
111,0
115,0
111,0
106,0
110,0
110,0
ПОСЛЕДСТВИЯ:
1. Снижение необходимой валовой выручки электросетевых компаний.
При сохранении инвестиционной программы – ухудшение финансового состояния до
критического уровня.
2. Отмена инвестиционной составляющей в плате за мощность АЭС и ГЭС.
3. Ограничения по цене «вынужденной» генерации и индексации «старой» мощности.
ОАО «ФСК ЕЭС», дочерние компании ОАО «Холдинг МРСК», ОАО
«РусГидро», дочерние компании ОАО «РАО ЭС Востока» , региональные
сетевые компании должны скорректировать инвестиционные планы в части
объемов, сроков выполнения, стоимостных параметров и источников
финансирования
Задолженность на розничном рынке
19
По состоянию на 1.09.2011, млрд. рублей
Федеральный округ
Центральный
Южный
Северо-Западный
Дальневосточный
Сибирский
Уральский
Приволжский
Северо-Кавказский
ВСЕГО
Уровень
задолженности
24,397
14,066
12,777
3,843
8,038
8,602
15,222
11,051
97,996
Группы потребителей
Промышленные потребители
Уровень
задолженности
22,998
Непромышленные потребители
41,525
Бюджетные потребители
Сельскохозяйственные
потребители
Население
ВСЕГО
8,574
1,987
22,911
97,996
Относительно 1.01.2011 рост задолженности 3,8 млрд. рублей (4 %).
«Лидеры роста» – непромышленные потребители, в том числе оптовые
потребители – перепродавцы.
Контроль за деятельностью энергокомпаний
20
Проведенные проверки
Планируемые проверки
Количество
82
Инвестиционные
проекты объектов ТЭС,
ГЭС, сетей
11
25
Проверено: 11
Программа 2010 года
завершена
Проверено: 25
Программа 2010 года
завершена
Инвестиционные
проекты объектов ТЭС,
ГЭС, сетей
2010
58
Ремонт, ТПиР объектов
ТЭС, ГЭС, сетей
Ремонт, ТПиР объектов
ТЭС, ГЭС, сетей
2011
Год
21
2. Стратегические задачи
Минэнерго России
Задачи
22
1. Совершенствование рыночных отношений
как инструмент ограничения роста цен и издержек.
2. Повышение эффективности деятельности
естественных монополий.
3. Разработка комплексных подходов к модернизации
отрасли (Программа модернизации до 2020 года).
Совершенствование рыночных отношений
23
На оптовом рынке электрической энергии и мощности:
• Стимулирование участников к использованию двусторонних договоров,
основанных на принципе торговли по одноставочной цене (совокупная
стоимость электроэнергии и мощности)
• Повышение конкуренции за счет исключения гарантированной оплаты
мощности невостребованной генерации
•
Прозрачные процедуры конкурсного отбора новых проектов
• Усилие нормативной базы и практики применения системы
антимонопольного регулирования
•
Внедрение системы финансовых гарантий для расчетов на оптовом рынке
• Повышение финансовой ответственности за состояние и надежность
генерирующего оборудования
Совершенствование рыночных отношений
24
На розничном рынке электрической энергии и мощности:
• Усиление ответственности гарантирующих поставщиков (ГП) за качество
обслуживания потребителей:
Внедрение обязательных требований к качеству обслуживания клиентов, в том числе
соблюдение сроков заключения договоров, наличие центров обслуживания, дистанционный
прием показаний приборов учета, качественное и своевременное счетов на оплату
электроэнергии.
•
Совершенствование системы ценообразования:
• Повышение прозрачности и понятности правил розничного рынка для
потребителей, совершенствование договорной конструкции:
Вменение обязанности ГП по разработке и публикации на официальном сайте
типовых форм договоров энергоснабжения и купли-продажи
• Совершенствование отношений в основных точках взаимодействия:
«ГП – сеть – потребитель», реализация принципа «одного окна» для
потребителей:
В случае заключения договора энергоснабжения между ГП и потребителем
отношения в части услуг по передаче для него урегулирует ГП
Совершенствование рыночных отношений
25
На розничном рынке электрической энергии и мощности (продолжение):
• Пересмотр оснований для смены ГП и порядка выбора нового ГП:
Неоднократные нарушения гарантирующим поставщиком правил розничного рынка будут
являться основанием для проведения внеочередного конкурса по присвоению статуса ГП
Повышение ответственности участников конкурса за статус ГП, в том числе введение
требований по погашению задолженности перед кредиторами на оптовом рынке
• Изменение зон деятельности ГП, не обеспечивших представление на
оптовом рынке электрической энергии (мощности) всех точек по своей зоне
деятельности:
Исключение из зоны деятельности ГП точек, не представленных на оптовом рынке и
включение данной территории в зону деятельности ГП первого уровня
• Установление детального порядка организации коммерческого учета,
понятного и удобного для потребителей:
Определение регламентов установки, допуска в эксплуатацию, поверки, демонтажа,
замены приборов учета, снятия и предоставления показаний приборов учета, составления баланса
электрической энергии в регионе
• Разграничение ответственности между сетью и ГП в процессе
ограничений режима потребления
Повышение эффективности деятельности
генерирующих и сетевых компаний
26
Основные направления:
• Изменение подходов к формированию инвестиционных
программ (инвестиционные программы должны опираться на реальный
спрос, должны быть нацелены на снижение потерь и повышение
эффективности операционной деятельности).
• Совершенствование RAB-регулирования (включая
дисконтирование оплаты издержек компаний при недозагруженности
нового оборудования).
• Реализация программ управления издержками в
операционной и инвестиционной деятельности (в том числе на
основании сравнительного анализа, применения типовых решений,
повышения эффективности закупочных процедур).
Программа модернизации
электроэнергетики до 2020 года
Цель - обновление электроэнергетики на базе современного отечественного и
мирового опыта, повышение надежности энергоснабжения и энергетической
безопасности страны
Во исполнение поручений Правительства Российской Федерации Минэнерго России ведет разработку
отраслевой программы модернизации
Основные направления
Эффект
Вывод из эксплуатации устаревших и
строительство новых энергообъектов
Снижение удельных расходов, снижение
потерь, повышение КПД
Оптимизация размещения объектов
генерации и сетевого комплекса
Типовые решения для генерации и
сетевого комплекса
Ликвидация избыточных мощностей и
закрытие дефицитов
Создание центра инновационных
разработок и их внедрение
Снижение стоимости проектов новых
мощностей
Концентрация ресурсов, снижение стоимости
разработок, разработка типовых решений
для внедрения
Базовые индикаторы программы модернизации госкомпаний и субсидирования отрасли
■
■
■
■
Снижение УРУТ на отпуск электроэнергии от ТЭС (с 332,7 до 300 г ут/кВТч)
Снижение потерь в ЕНЭС (с 4,6 до 3,5%), в РСК (с 8,9 до 6,5%)
Снижение износа основных фондов в ЕНЭС – до 30%, в РСК – до 50 %
Повышение КПД новых ПГУ (не менее 50%), АЭС (не менее 34%)
27
Программа модернизации
электроэнергетики до 2020 года
28
Объем Программы модернизации – 11,1 трлн. рублей
(в том числе генерирующие источники 6,4 трлн. рублей, сетевая
инфраструктура 4,7 трлн. рублей)
Источники финансирования Программы модернизации:
• Кредитование по льготным кредитным ставкам в
государственных банках (не выше 8 %).
• Тарифные источники (с учетом сдерживания роста цен).
• Механизмы оптового рынка мощности за счет использования
конкурсных процедур (по схеме, аналогичной ДМП, но с удешевлением до
40 %).
• Средства от приватизации государственных пакетов в
генерирующих и электросетевых компаниях.