Возобновляемая энергия в России
Главная   >>   Возобновляемая энергия в России

Возобновляемая энергия в России

ГЛАВА 2 РОССИЙСКИЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ РЫНОК

ОБЗОР
В структуре российской энергетики преобладают природный газ, нефть и уголь (Таблица 9).

Источник: статистика МЭА
0 - незначительно, - - отсутствует
1. Включая бурый уг о л ь и торф.
2. Включая твердую биомассу, биогаз, промышленные и бытовые отходы. Данные частичных наблюдений.
3. Общий объем поставок электроэнергии представляет нетто-баланс. Отрицательное число означает превышение экспорта над импортом .

В настоящее время Россия очень мало использует свой огромный потенциал возобновляемых источников энергии. В 2001 году лишь около 3,5% Общей первичной поставки энергоресурсов (ОППЭ) было получено из возобновляемых источников, в том числе 2,4 % ОППЭ из гидроэнергетических. Более 40 % электроэнергии вырабатывается за счет сжигания газа, еще четверть -- за счет сжигания нефти и угля (Рисунок 8).

От Советских времен, когда энергетический сектор находился под государственным контролем, остались в наследство общая неэффективность и искаженные цены. Внутренние цены на природный газ, покрывающий более половины спроса на топливо, все еще контролируются государством и поддерживаются на искусственно низком уровне. Тарифы
на тепло и электричество также регулируются государством. Широко используются скидки и косвенные субсидии. Неудивительно, что в таких условиях, при сравнении цен на использование возобновляемых источников с ценами на традиционные источники энергии, возобновляемые источники видятся в не лучшем свете.

Ценообразование в энергетике и вступление в ВТО

Искусственно заниженные внутренние цены на энергию являются одним из наиболее спорных вопросов на переговорах по вступлению России во Всемирную торговую организацию. Многие стороны считают, что разрыв между внутренними и экспортными ценами является скрытым субсидированием российских производителей, которое дает им преимущество перед иностранными конкурентами. Продолжение либерализации внутреннего рынка энергии, вероятно, может облегчить вступление России в ВТО.

В последнее десятилетие в Российском энергетическом секторе были проведены существенные реформы, направленные на приватизацию, демонополизацию и внедрение ценообразования, основанного на реальных затратах. Реформа энергетического рынка все еще развивается, и ее продвижение разнится от сектора к сектору. Нефтяной сектор был реструктурирован и приватизирован в 1990-е годы. В настоящее время несколько больших вертикально интегрированных компаний, а также многочисленные мелкие независимые производители и совместные предприятия работают на конкурентном рынке. Значительные инвестиции были сделаны за последние годы в быстрое освоение новых нефтяных месторождений.

В Угольном секторе реструктуризация , проведенная при финансовой и технической поддержке Всемирного банка, привела к закрытию многих нерентабельных шахт и значительному сокращению субсидий. Сектор быстро приватизируется. Тем не менее, многие проблемы еще ждут своего решения , такие как рентабельность шахт, конкурентоспособность российского угля по сравнению с другими видами топлива и импортным углем, социальные проблемы и проблемы технической безопасности шахт. В российском газовом секторе доминирует государственная монополия Газпром. Внутренние цены на газ все еще контролируются государством. Реструктуризация российского газового сектора сопровождается нескончаемыми дебатами. Тем не менее, по всей видимости, до президентских выборов весной 2004 года, больших подвижек не будет. Тем временем, независимые производители газа и нефтяные компании продолжают добиваться большей про зрачности, а так же справедливого распределения доступа к газпромовской трубопроводной сети и к экспортным трубопроводам. Российская электроэнергетика в настоящее время монополизирована и находится под государственным контролем. Под руководством Министерства экономического развития и торговли сделаны существенные шаги в реформировании сектора. Министерство стремится создать эффективные рынки электроэнергии и в то же время обеспечить надежную диспетчерскую систему и систему управления работой энергосистемы, которые должны остаться под контролем государства в силу их характера, как естественных монополий.
НЕФТЬ
В 2002 году добыча нефти в России выросла на 9 % и составила по оценкам 7,66 млн. баррелей в день, увеличившись с 1999 года на 1,5 млн. баррелей в день. Юкос (34 %), Сибнефть (13 %) и Сургутнефтегаз (13%) вместе обеспечили 60 % прироста добычи 2001 года. Почти 70 % прироста добычи 2001 года в компании Юкос произошло за счет возобновления добычи на не работавших скважинах (19 %), разрыва пласта (19 %) и усовершенствования добычи (30 %). Недавний рост производства является результатом расширения объемов бурения, вызванного следующими факторами:

- высокими международными и до недавнего времени внутренними ценами на нефть, стремлением увеличить доходы и долю рынка
- девальвацией рубля в 1998 году, которая резко уменьшила издержки
- сотрудничеством с иностранными обслуживающими компаниями для получения доступа к прогрессивным технологиям добычи, включая улучшенные методы управления пластами (Шлюмберже в Юкосе и Сибнефти, Халибуртон в ТНК).
На многих эксплуатируемых месторождениях необходимо использовать более эффективные современные методы управления разработкой продуктивных пластов для возмещения ущерба, нанесенного хищнической эксплуатацией, во многих случаях включавшей систематическое нагнетание в пласт воды. Этот метод, с самого начала использовавшийся в Западной Сибири для быстрого максимального увеличения добычи, привел к значительной и быстро растущей обводненности пластов. В 1990 году этот параметр составлял в целом по России 76 %, в то время как еще недавно, в 1976 году, он был лишь 50 %. Доля нефти полученной из фонтанирующих скважин упала с 51,8 % в 1970 году до 12,0 % в 1990 и 8,4 % в 1999. Для обеспечения максимального нефтеизвлечения необходимо использовать современные методы увеличения нефтеотдачи, предусматривающие воздействие на продуктивные пласты и обработку скважин, а также дренирующие менее проницаемые зоны. Истощенность российских нефтеносных бассейнов отражается в низком среднем дебете скважин: 7 тонн в день против 243 то нн вдень на Ближнем Востоке и 143 тон н в день в Северном море. В связи с этим встает два вопроса: в какой степени недавний подъем производства явился «легкой добычей» и насколько устойчивым окажется этот рост. Открытия новых нефтяных бассейнов, сравнимых по запасам с Западной Сибирью, пока не ожидается, в краткосрочной же перспективе объем российской добычи нефти главным образом определяется тем , как долго будет возможным поддерживать теперешний уровень добычи в Западной Сибири -- 200-220 млн. т. в год. Лучшее обслуживание продуктивных пластов, разработка малых и трудных месторождений могли бы сгладить истощение запасов. В связи с этим критическими становятся производственные издержки и мировые цены на нефть. Среднесрочный прогноз зависит от того, как быстро сможет быть начата разработка новых ресурсов в менее выработанных нефтеносных месторождениях, таких как Тимано-Печерский бассейн и Сахалин. В долгосрочной перспективе такие провинции, как Восточная Сибирь, Печерский бассейн или российский сектор Каспийского моря могли бы внести значительный вклад в суммарную добычу нефти. Таким образом, средне- и долгосрочный прогноз будет зависеть от способности России не просто катиться на волне высоких цен на нефть и девальвации рубля, но и привлекать долгосрочные инвестиции, т.е. от проведения налоговой и правовой реформ, создания гарантий и привлекательного инвестиционного климата.
ПРИРОДНЫЙ ГАЗ
Треть разведанных мировых запасов природного газа приходится на российские гигантские газоносные месторождения и связанные с ними месторождения меньших размеров, гарантирующие расширение запасов в будущем. Россия также имеет возможность на выгодных условиях импортировать газ из стран Средней Азии и Каспийского региона по существующей трубопроводной сети. 10 апреля 2003 года Газпром подписал долгосрочное соглашение с Туркменистаном на по ставки 5-6 млрд. кубометров природного газа в 2004 году с увеличением объемов поставок до 70-80 млрд. кубометров в год к 2009 и до 2028 года. Цены установлены на уровне $44 за тыс. м3 на период до 2006 года, когда они будут пересмотрены. Оч евидно , что это соглашение ослабит необходимость для Газпрома разрабатывать менее перспективные месторождения для обеспечения поставок внутри страны и на экспорт. Важнее то, что соглашение также ослабляет импульс к реформированию и реструктуризации газового сектора, к созданию ясных и стабильных условий работы и доступа к газопроводу для нефтяных компаний и независимых производителей газа. Основным источником неуверенности для прогнозирования российского производства природного газа является темп снижения добычи на месторождениях Уренгоя, Ямбурга, Медвежьего и района Надым-Пур-Таз в Западной Сибири. Эти месторождения в настоящее время дают более 75 % общероссийской добычи, и существует значительная неопределенность относительно того, насколько быстро будет снижаться их продуктивность. По прогнозам Газпрома и российского правительства ожидается резкое ускорение темпов снижения продуктивности. Это мо жет быть вызвано по вреждением продуктивных пластов в результате неосмотрительного увеличения добычи в советские времена. Однако, произведенные достаточные вложения в производственную инфраструктуру, позволили предотвратить уменьшение добычи на Медвежьем. Вполне возможно, что такая же программа действий могла бы быть применена и для Ямбурга и Уренгоя. Все зависит от того, будут ли сделаны соответствующие вложения, что в свою очередь зависит от оценки рентабельности инвестиций.
Если продуктивность месторождений Уренгоя и Ямбурга снизится в соответствии с оценками, приведенными в правительственной Энергетической стратегии, то для удовлетворения ожидаемого спроса в ближайшие 20 лет потребуется ввести почти 300 млрд. м3 новых мощностей по добыче природно го газа. Дальнейшее развитие будет зависеть от желания и возможностей потребителей -- внутренних60 и зарубежных - платить достаточно высокие цены, необходимые для поддержания инвестиций на должном уровне. Зарубежные технологии и крупные инвестиции, несомненно, понадобятся не только для разработки новых месторождений и строительства транспортной инфраструктуры, но и для работы в исключительно трудных геологических и климатических условиях. Несмотря на то, что Россия часто воспринимается как рискованное место для ведения бизнеса, огромные запасы природного газа начинают привлекать зарубежных инвесторов через механизм Соглашений о разделе продукции.
Несмотря на то, что запасы газа, несомненно, достаточны для удо влетворения внутреннего спроса и обеспечения экспорта в течение двух десятилетий, разработка этих запасов будет зависеть от того, смогут ли инвесторы получить адекватную отдачу от вложений. При теперешней экономической и деловой обстановке в России перспективы такой отдачи в лучшем случае туманны. Основные неясности связаны с це нами, условиями платежей, налогообложением и но выми ус ловиями регулирования. Российская энергетическая стратегия до 2020 года предполагает повышение цен на газ к 2006 году и далее, когда, как предполагается, внутренние цены достигнут уровня европейских экспортных цен . Это очень сложно достижимая и важная цель, особенно на период 2003- 2005 год, когда цены должны достичь $39-$46 за тысячу кубометров. Неясно , во змо жен ли такой рост цен в совокупности с ликвидацией неплатежей и увеличением доли денежных платежей, без банкротства ряда крупных компаний и серьезного роста безработицы. Тем не менее , осуществление этой цели создаст важнейшие преимущества:
• использование огромного потенциала увеличения эффективности энергетики, что может привести к временному сокращению спроса и соответствующему уменьшению необходимых поставок газа;
• создание возможностей и стимулов для отечественных и иностранных компаний к инвестированию в газоснабжение и к уменьшению потребления газа в России.
Успешное осуществление реформ в газовом секторе принципиально важно для того, чтобы Россия смогла справиться с растущими внутренними нуждами и увеличивающимся экспортным спросом со стороны Европы и новых восточных рынков. И независимые производители газа, и нефтяные компании, добывающие природный газ, будут играть возрастающую роль в удовлетворении растущего спроса (внутреннего и экспортного). Этот рост станет возможным только при условии эффективного осуществления реформ. Международное энергетическое агентство глубоко проработало эти вопросы в своем обозрении «Энергетическая политика России». Продолжающееся сотрудничество МЭА с Россией выдвигает на первый план эти вопросы, особенно важные в период бурного роста ВВП в России и усиления зависимости Европы от импорта газа.
УГОЛЬ
Принятая в 2003 году Российская энергетическая стратегия предполагает уменьшение внутреннего потребления природного газа с тем, чтобы в долгосрочной перспективе обеспечить доступность газа для будущих поколений, а также выполнить текущие и будущие экспортные контракты. Долю угля во внутреннем энергетическом балансе, таким
образом, планируется увеличить с 15,1 % в 2002 году до 18,1 -- 20,8 % в 2020 при соо тветствующем уменьшении доли природного газа с 50 % до 46%.61 По прогнозу МЭА, полный первичный спрос на уго ль в течение ближайших тридцати лет будет расти лишь на 0,4 % в год, при этом доля угля в ОППЭ будет уменьшаться. Доля же газа в ОППЭ, напротив, вырастет, по прогнозу МЭА, с 52 % в 2000 до 56 % в 2030 году. Ожидается, что доля газа в выработке электроэнергии достигнет в 2030 году 60 % притом, что в 2000 году она составляла 42 %.62 Многие специалисты задаются вопросом, насколько реально заместить газ углем, притом, что во всех других промышленно развитых странах присутствует противоположная тенденция, обусловленная экономическими и экологическими факторами. Во-первых, уголь на самом деле дороже газа при выработке электричества. Министерство энергетики планирует постепенно увеличивать цены на газ и ожидает, что цены на газ и уголь сравняются в 2006 году. Тем не менее, высокая стоимость транспортировки угля может сделать его слишком дорогим для многих потребителей. По данным, Министерства транспорта, около 93 % угля добытого в России транспортируется по железной дороге. В настоящее время уголь выигрывает за счет заниженных железнодорожных тарифов, также как и другие товары «первой категории», например, древесина и сталь. В период с 1996 по 2000 год правительство через заниженные железнодорожные тарифы истратило на субсидии угольной промышленности более 75 миллиардов рублей.63 Либерализация железнодорожного сектора приведет к сокращению или ликвидации субсидий на транспортировку угля . В этом случае высокая доля стоимости транспортировки в конечной цене угля, добытого в отдаленных районах Сибири и Дальнего Востока, мо жет
значительно ослабить его конкурентоспособность по сравнению с другими источниками энергии.
Во-вторых, несмотря на скромные признаки восстановления, угольная про мышленность все еще находится в очень трудном положении. Реформа, предпринятая в 1993 году, привела к закрытию многих нерентабельных шахт и приватизации двух третей оставшихся. Всемирный банк с 1993 года предоставил России на реструктуризацию уг оль ного сектора более 1,3 миллиардов долларов, но первоначальный план реформы все еще не осуществлен. Требуют решения множество социальных проблем, связанных с реструктуризацией уг ольно го сектора, такие как трудоустройство шахтеров закрытых шахт, существенное увеличение зарплат и пенсий. С российским угл ем конкурирует не только природный газ, но и дешевый импортный уголь. Россия импортирует более 25 миллионов то нн уг ля в год (главным образом из Казахстана), или примерно 10 % всего потребляемого угля.Наконец, замещение газа углем в электроэнергетическом секторе потребует значительных расходов. Переход с газа на уголь потребовал бы изменений в сложившихся схемах поставок топлива, в энергетической инфраструктуре и оборудовании электростанций. По оценкам РАО ЕЭС, стоимость перевода 27 электростанций, сжигающих в настоящее время газ, на сжигание угля составила бы почти 1 миллиард долларов, включая внедрение мер экологической безопасности, необходимых при работе с вредными выбросами. Еще дороже стоило бы создание транспортной инфраструктуры, необходимой для доставки угля. К тому же, увеличение доли угля в энергетическом балансе страны оказало бы негативное влияние на окружающую среду и здоровье населения. Поскольку уголь содержит наибольшее количество углерода по сравнению со всеми видами ископаемого топ лива, его повышенное потребление увеличило бы уро вень выбросов Россией углекислого газа. Это может уменьшить величину квоты CO2, которую Россия могла бы продать в соответствие с механизмом Киотского протокола, если он вступит в силу. Помимо усугубления глобального парникового эффекта, повышенное потребление уг ля могло бы также обострить проблемы кислотных дождей и локального загрязнения воздуха. По данным факультета Экономики окружающей среды Московского государственного уни верситета, даже постепенный рост использования уг ля вызвал бы в год до 10000 дополнительных смертей и заболеваний, связанных с загрязнением среды.

ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКА И ТЕПЛОСНАБЖЕНИЕ
Электроэнергетика
Производство, передача и распределение электроэнергии контролируется государственной монополией «Единые энергетические системы» (РАО ЕЭС). По данным РАО ЕЭС, компании принадлежат 72 % генерирующих мощностей России, 2,7 миллиона км или 96 % всех российских линий электропередачи.67 Российское правительство владеет 52,6 % РАО ЕЭС. На 2003 год в состав холдинга РАО ЕЭС входили 73 генерирующие компании, 32 собственных крупных электростанции, 59 научно-исследовательских учреждения, 35 дочерних компаний, ответственных за обслуживание энергетического комплекса и 26 непрофильных дочерних компании. В холдинг не входит Иркутскэнерго (2,6 % российского производства электроэнергии) и Татэнерго (6,4 %). На рисунке 9 представлена схема организации и управления электроэнергетического сектора России.

Производство электроэнергии на атомных электростанциях не зависимо от РАО ЕЭС, так как все они на 100 % принадлежат Министерству атомной энергии, и управляются государственной компанией Росэнергоатом. В настоящее время на атомных станциях вырабатывается более 15 % всей электроэнергии в России. Российское правительство через Федеральную энергетическую комиссию (ФЭК) устанавливает максимальный уровень тарифов для различных групп потребителей (промышленности и населения), а региональные энергетические комиссии (РЭК) регулируют тарифы на местах, ориентируясь на этот набор максимальных величин. Несмотря на свою формальную независимость, на практике РЭК тесно связаны с правительствами регионов. Более того, большинство РЭК финансируются из бюджетов регионов. Все это заставляет РЭК учитывать обстоятельства региональной политики и присваивать долгосрочным финансовым интересам энергетических компаний более низкий приоритет. Обычно, тарифы на электричество для населения искусственно занижены, часто они ниже стоимости генерации и компенсируются высокими тарифами для промышленных потребителей. Такое положение противоположно нормальной практике рыночной экономики, когда цены для населения выше, чем для промышленных потребителей, что определяется более высокой стоимостью распределения электроэнергии для населения и экономией, возникающей при обслуживании крупных промышленных потребителей. В 2001 году средний тариф РАО ЕЭС для промышленности составлял 1,7 цента за 1 кВт-ч., а для населения - 1,2 цента за кВт-ч.71 Тарифы на электричество значительно разнятся по регионам. В 2002 году цена за кВт-час для промышленных потребителей в Иркутскэнерго была 0,6 цента, в Красноярскэнерго -- 1 цент, в Бурятэнерго - 2,8 цента.72 Тарифы на электричество постепенно повышаются. С декабря 2002 по май 2003 года средний тариф РАО ЕЭС для населения увеличился примерно на 31 %, а средний тариф для промышленности -- на 12 %. В мае 2003 года общий средний тариф достиг 76,54 копеек (2,5 цента) за кВт-час. В России существует Федеральный оптовый рынок электроэнергии (ФОРЭМ), но он не работает по рыночным правилам. Операции на этом рынке регулируются и находятся под влиянием политических, социальных и монопольных факторов.74 Существующая монопольная структура неблагоприятна для появления на рынке независимых производителей энергии, включая базирующихся на возобновляемых источниках энергии. Продавцами на ФОРЭМ являются станции, принадлежащие РАО ЕЭС, атомные станции и региональные компании (энерго), обладающие избытком электроэнергии. Покупатели - региональные компании с дефицитом энергии и крупные промышленные потребители.
Центральное диспетчерское управление находится в полной собственности РАО ЕЭС, поэтому оно заинтересовано в том, чтобы в первую очередь обслуживать электростанции РАО ЕЭС. Хотя генерирующие компании и крупные потребители в принципе могут заключать двусторонние договоренности, такой путь практически не осуществим из-за
трудностей с доступом к распределительным сетям, принадлежащим РАО ЕЭС.
Теплоснабжение
На отопление идет существенная часть потребляемой энергии, особенно в жилом секторе. По статистике МЭА, в 2001 году доля тепла в общем конечном потреблении России была 32 %, в то время, как доля электроэнергии составляла лишь 12,4%. Согласно Энергетической Стратегии России, 40% всех энергоресурсов, потребляемых в стране, используется на нужды теплоснабжения. В жилом секторе тепло в совокупности с горячим водоснабжением занимают более половины общего потребления энергии. Теплоэнергетика тесно связана с электроэнергетическим сектором, т.к. более 60 % электроэнергии и около 32 % тепла вырабатывается на тепловых электростанциях. Около трети электроэнергии, производимой на те пловых электростанциях , генерируется одновременно с те плом. Однако, существующее распределение цен на электроэнергию и тепло , вырабатываемые на ТЭЦ, не эффективно и препятствует развитию комбинированных систем производства электроэнергии и тепла. Системы центрального отопления мощностью свыше 20 Гкал/час производят около 72 % всего тепла. Оставшиеся 28 % вырабатываются децентрализованными источниками , в том числе 18 % - автономными и индивидуальными системами. Системы распределения тепла устарели и плохо обслуживаются, что ведет к значительным потерям. До 50 % теплосетей
требуют капитального ремонта или замены. Во многих российских городах цены на отопле ние жилого сектора все еще не соответствуют реальной стоимости тепла. Для компенсации потерь от теплоснабжения жилого сектора, используются повышенные тарифы для промышленных потребителей.
РЕФОРМА ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ
Реформа электроэнергетики, проходящая в России, представляет для внедрения возобновляемых источников энергии как благоприятные возможности, так и определенные проблемы. Возможности связаны с увеличением объемов различных рынков, в которых могли бы участвовать возобновляемые источники, и с ожиданиями того, что цены на электричество будут в ближайшем будущем лучше соответствовать издержкам его производства. На этих рынках возобновляемые источники будут пользоваться определенными преимуществами, по сравнению с нынешним положением, и должны расширять свое присутствие . По мере усовершенствования существующей энергетической инфраструктуры, конкуренция между различными технологиями будет способствовать развитию тех технологий возобновляемых источников, которые окажутся экономически эффективными. Проблема же заключается в том , что в реформированном энергетическом секторе регулирующие механизмы могут дискриминировать ВИЭ в попытках достичь целей, поставленных федеральным законом. В главе 5 настоящей публикации предложены некоторые политические меры, которые могли бы быть предприняты во избежание возможной дискриминации возобновляемых источников энергии на рынках электроэнергии и тепла.
Календарь
Реформа государственной монополии РАО ЕЭС началась в июне 2001 года, когда российское правительство одобрило «Основные направления государственной по литики по реформированию энергетического сектора Российской федерации». Реформа долго тормозилась сильной промышленной и политической оппозицией и необходимостью разрешить социальные проблемы, связанные с повышением цены электроэнергии. После продолжительных дебатов российский парламент одобрил пакет законов по реформе энергетического сектора, а президент Путин подписал его 31 марта 2003 года. Работа над вторичным законодательством, необходимым для применения пакета законов, продолжается.
Ожидается, что оптовый рынок электроэнергии будет либерализован к 2006 году. До этого времени энергетические тарифы будут оставаться под контролем государства, но 5-15 % электроэнергии будет разрешено продавать по свободным ценам. Даже после либерализации государство, возможно, будет регулировать тарифы на электричество в
изолированных энергосистемах Дальнего Востока.
Структура
В процессе реструктуризации вертикально интегрированные компании - РАО ЕЭС и региональные компании, будут расформированы, и функции генерации, передачи и распределения будут разделены. В результате освобождения цен и конкуренции, генерация, доставка и распределение станут более рыночно ориентированными. Государственная монополия сохранит контроль над передачей электроэнергии и диспетчеризацией.
Генерация
По плану реформы, генерирующие мощности РАО ЕЭС будут распределены между десятью оптовыми генерирующими компаниями (Генко): шестью, опирающимися на тепловые электростанции, и четырьмя , опирающимися на гидроэлектростанции. Атомные электростанции, управляемые Росэнергоатомом, останутся в государственной собственности. Эти атомные станции и одна гидроэлектростанция будут отданы под управление Системного оператора (СО), что позволит СО контролировать некоторые генерирующие мощности в интересах стабильности всей системы. После 2006 года десять Генко вместе с региональными компаниями вступят в конкуренцию на свободном рынке. В настоящее время не ясно, в какой степени будут приватизированы генерирующие компании, созданные на базе гидроэлектростанций. Некоторые тепловые станции, главной задачей которых является производство тепла, могут быть переквалифицированы в котельные для гарантирования поставок. Региональные компании (-энерго) будут расформированы, генерирующие мощности нескольких - энерго будут слиты в крупные ме жрегиональные (территориальные) генерирующие компании.
Передача
Линии электропередачи и активы, контролируемые - энерго, первоначально будут переданы региональным сетевым компаниям, а затем Федеральной сетевой компании. Государство будет контролировать сеть линий электропередачи и СО.
Доставка и распределение
После реструктуризации, доставка и распределение будут открыты для конкуренции, и неограниченное число компаний сможет работать на свободном розничном рынке электроэнергии. Эти компании будут в основном созданы на базе расформированных региональных -энерго. Могут образоваться и совершенно новые компании. Нескольким розничным компаниям будет придан статус «гарантированных поставщиков», который обяжет их заключать соглашения об электроснабжении со всеми заинтересованными потребителями в их зоне обслуживания. Гарантированные поставщики будут поставлять электроэнергию по регулируемым тарифам. Детали функции гарантированных поставщиков должны быть еще определены. До 2008 года, генерирующим компаниям будет предписано продавать до 35 % всей произведенной электроэнергии одному или нескольким гарантированным поставщикам в соответствие с долгосрочными контрактами по ценам, установленным государством. Такое регулирование призвано контролировать цены для населения и общественных служб после либерализации. Различие между регулируемыми контрактными ценами и рыночными ценами должно быть постепенно ликвидировано. Работа над законодательной и регулирующей базой реформы требует своего завершения. Необходимо издать дополнительные подзаконные акты для регулирования
электроэнергетической отрасли.