Петр СВОИК,
член Комитета по энергетике
Президиума НПП «Атамекен»,
председатель президиума «Казахстанской ассоциации
«Прозрачный тариф», к.т.н
Совершенно неслучайно, что электроэнергетика Казахстана, полностью унаследованная от СССР и эксплуатируемая с тех пор, благодаря спаду нагрузок, без расширения и даже должного обновления, первой подошла к исчерпанию резервов и невозможности развития в рамках сложившейся модели рынка.
Диспетчерский дефицит
Конкретно, это выражается в физическом дефиците генерации, равно как и в исчерпании пропускной способности всех трех связей 500 кв между Северной и Южной энергетическими зонами Казахстана. Так, располагаемая мощность всей энергосистемы Казахстана числится величиной более 18 ГВт, при том, что максимум нагрузки на пике отопительного сезона 2022-2023 годов не доходил до 16 ГВт. Запас, казалось бы, солидный. Однако максимальная генерация, в отсутствии каких-либо аварийных отключений на электростанциях, фиксировалась в январских 2023 года диспетчерских справках величинами в районе 15,4 ГВт. Соответственно, для покрытия казахстанских нагрузок приходится стандартно привлекать из РАО ЕЭС по 200-400 МВт. А в иные дни перетоки для поддержания устойчивости доходят до 500-1000 МВт, зафиксировано уже и 1,2 ГВт. Причем не только в часы максимумов, подпитка из России происходит уже и в обычном режиме.
«Зеленое» усугубление
Проблема не соответствующей официальным данным и критически низкой располагаемой мощности объясняется не только закритическим старением и износом оборудования, — в ней накапливается еще и «зеленый» аспект. Казахстан, как известно, принял на себя обязательства довести выработку от возобновляемых источников до 30% к 2030 году и до 50% к 2050-му. Фактически, энергетика Казахстана все последние годы развивается почти исключительно в этом направлении. В 2022 году установленная мощность «альтернативных» источников прибавила еще 385 МВт и достигла уже 2955 МВт, в 2023 году запланировано ввести еще 276 МВт.
Характерно, что аукционы по строительству солнечных-ветровых установок проводятся без требований снабжения их хотя бы элементарными накопителями энергии для переноса выдачи на часы вечерних максимумов, или оплаты строительства таких накопителей в центрах потребления. И уж подавно не ведется речи о необходимости резервирования солнечной и ветровой генерации в те зимние дни, когда солнца на небе не бывает неделями, половина Казахстана охвачена буранами с мокрым снегом, а малые реки надежно замерзли. Списать это только на непрофессионализм устроителей аукционов не получается. Уж диспетчерские-то службы, по крайней мере, все последние годы доводили до руководства растущую проблему дефицита не только базовой, но и, особенно, маневренной генерации. Получается, политическое руководство упорно «продавливает» развитие только «зеленой» энергетики, не взирая на все более наращиваемый из-за нее дефицит генерации вообще, и особенно маневренной.
Минэнерго — Нострадамус
Проекцию уже созревшей проблемы дефицита в будущее отражают утверждаемые Минэнерго в начале каждого года «Прогнозные балансы электрической энергии и мощности» на следующие семь лет. Так, согласно недавно утвержденным балансам на 2023-2029 годы, максимум нагрузки вырастет с 17,7 ГВт в предстоящую зиму до 22,9 ГВт в 2029 году, итого прирост 5200 МВт. Новой генерации (с учетом вывода из работы, обновления и реконструкции на существующих станциях) предполагается ввести 4681 МВт, но и при таком приросте физический дефицит генерации, без учета необходимого резерва, составит на конец прогнозируемого периода 690 МВт. А с учетом нормативного резерва так и все 3076 МВт. В том числе дефицит регулирующей мощности, — тоже, подчеркнем, физический, с заложенной на 2023 год угрожающей величины 1229 МВт по прогнозам на 2029 год … нет, не исчезнет. Он надежно сохранится, всего лишь понизившись до 1015 МВт. И такой провальный энергобаланс на всю обозримую перспективу закреплен приказом ответственного за отрасль ведомства.
Между тем, дефицитным может быть бюджет, или внешний платежный баланс страны, — некоторые государства приспосабливаются так жить годами. А вот в электроэнергетике физический дефицит может существовать не более 2-5 секунд, в течении которых он должен быть устранен автоматическим отсечением нагрузки либо привлечением генерации извне. В противном случае энергосистема попросту разваливается, вплоть до полной посадки на ноль.
Получается, что для Казахстана на семь лет вперед официально запланировано полное отлучение от электроснабжения набора действующих или планируемых крупных потребителей на те самые 690 МВт, плюс вечерние веерные отключения для населения, предприятий и организаций не первой категории для сброса, как минимум, 1000 МВт перегрузки.
Добавим сюда, что приводимые в министерских прогнозах данные дефицитов исходят из величины нынешней (на уровне 2023 года) располагаемой мощности 18,2 ГВт, тогда как реально энергосистема способна выдавать, как отмечено, не более 15,4 ГВт. Выходит, что полностью отсекать от электроснабжения придется где-то на 3,5 ГВт крупных потребителей, а под вечерне-дневные веерные отключения по всем городам подводить нагрузку в районе четырех тысяч МВт. Что, можно подсчитать, составляет более четверти всей реальной располагаемой мощности казахстанской энергосистемы на данным момент.
На российском поплавке
Конечно, есть простой способ избежать разрушающего либо энергетику Казахстана, либо ее потребителей, катастрофического дефицита: сесть на постоянные массированные перетоки из РАО ЕЭС. В таком случае, что называется – навсегда. Благо, российская энергетика имеет профицит мощностей, в три раза больший, чем вся располагаемая мощность казахстанской энергосистемы. Однако, такой выход из проблемы политически унизителен, экономически – разорителен, да и в чисто электрическом плане выходом вряд ли является. Поскольку переброска российской генерации в район Алматы и на Юг все равно потребует такого нового сетевого строительства, которое может оказаться не дешевле создания новой базовой и маневренной генерации на местах.
Прогнозное фантазирование
В любом случае, приведенные нами выкладки, целиком основанные на цифрах официального министерского документа и фактических диспетчерских данных, выглядят неким «ужастиком», хотя от себя мы добавили лишь операции сложения и вычитания.
С другой стороны, в том же министерском прогнозе заложены едва ли не фантастические с точки зрения реальности планы по вводу, всего за семь следующих лет, 4681 МВт новой генерации. Учитывая длительность инвестиционного цикла, все такие новые вводы должны бы быть уже запроектированы и начаты строительством, чего на самом деле не наблюдается.
Тем более такие планы выглядят фантастикой с позиции обеспечения их финансированием. Правительство, как известно, проводит политику «тариф в обмен на инвестиции», что связано либо с непосредственным повышением тарифов по ходу модернизации или нового строительства, либо с отсроченным их повышением, — для расчетов по заемным средствам. В последнем случае тариф увеличивается еще и на банковский процент или оговоренную с инвесторами прибыль.
И еще такое ключевое обстоятельство: внутреннего инвестиционного источника в тенге в Казахстане не существует, кредитования энергетики осуществляют внешние банковские институты, — Европейский банк реконструкции и развития, такой же Азиатский и Евразийский банки, с Банком развития Казахстана на подхвате. Означенный же банковский пул принципиально не кредитует угольную и вообще традиционную энергетику, только «зеленую». И это еще один загоняющий в ВИЭ механизм.
Тарифы: настоящее и будущее
Если же допустить, что финансирование все же найдено и взять очень и очень щадящий норматив в 2 миллиона долларов на МВт, то для ввода запланированной мощности потребуется порядка 10 миллиардов долларов, или в среднем по $1,5 млрд в год. Применительно к прогнозируемой выработке это потребует повышения среднего отпускного тарифа по Казахстану на 1,25 цента, или порядка 6 тенге за кВт час по текущему курсу.
По европейским меркам – совсем немного. Но здесь стоит остановится на пока еще сохраняющейся, — тоже унаследованной от СССР, стоимости выработки и доставки электроэнергии в Казахстане.
Утвержденные Минэнерго на 2023 год предельные тарифы на генерацию: от 2 до 4 тенге/кВт-ч для крупных ГЭС, от 7 до 9 т/кВт-ч для базовых угольных ГРЭС и в диапазоне 8-12 т/кВт-ч для большинства ТЭЦ. Итого примерно половина всей вырабатываемой в Казахстане электроэнергии вписывается в тариф менее 8 тенге за кВт-час, а всего усредненный тариф на генерацию уверенно укладывается, с запасом, в диапазон 10 тенге.
Тариф на высоковольтную передачу и системные услуги КЕГОК – до 3 тенге/кВт-ч, тарифы на региональные сети – от 5 до 8 тенге/кВт-час. Итого, не утруждая читателя детальными расчетами, уверенно можем сказать, что выработка и доставка до конечного потребителя электроэнергии в тарифах 2023 года вполне вписывается в 20 тенге за кВт-час, и даже с запасом. В американской валюте по текущему курсу на начало 2023 года это получается по 4,3 цента/кВт-ч или 43 доллара за МВт-час.
На этом месте дотошный читатель воскликнет, конечно: мы платим больше! Да, нынешний оптовый рынок электроэнергии устроен так, что наибольшие объемы наиболее дешевой выработки делятся засекреченным образом внутри нескольких олигополий, на розничные же рынки сбрасываются остатки такого закрытого распределения. Причем на каждом розничном рынке эти остатки, — заведомо самые дорогие для данного региона, имеют сильно отличающиеся стоимости. К тому же, местные акимы, вместе с местными «энергосбытами», дополнительно добавляют разнобоя в этот разносимый с оптового рынка тарифный хаос, распределяя, кто как может, средний закупочный тариф между надуманными категориями физических лиц, юридических лиц и бюджетных организаций. И такая тарифная чехарда творится уже два десятилетия, несмотря на охват электрическими сетями всего Казахстана и то, что как минимум половину конечного потребительского тарифа занимает сетевая составляющая. Впрочем, олигополистическое устройство рынка электроэнергии – это отдельная тема, вернемся к тому, в каком направлении и за счет чего развиваться казахстанской энергетике.
Колхоз «Электро-Евразия»
Высчитанные нами 1,25 цента добавки к базовым 4,3 цента за нынешний кВт-ч, это 30-процентное повышение, что весьма существенно, но еще терпимо. Вопрос только, куда это нас приведет и лиха ли беда – такое начало.
В Европе, как известно, заполучить контракт на электроснабжение хотя бы по 100 долларов за Мвт-час – большая удача. Тарифы там отсчитываются как раз от планки в 120-150 евро и могут быть в разы выше. А ведь стоимость электроснабжения лежит не только в основе уровня жизни населения, но и конкурентоспособности всего промышленного производства в данном государстве. Уровень национального тарифа на кВт-ч имеет судьбоносное для каждой страны, а подчас и геополитическое значение!
В этом смысле, говоря об электроэнергетике Казахстана, мы не должны забывать, что речь идет о самой большой в мире по охвату стран и территорий, одной из самых больших по объемам выработки и потребления, энергосистеме. Причем практически во всех частях такой разделенной на суверенитеты, но остающейся технологически общей энергосистемы, стоимость выработки и доставки электроэнергии остается недостижимо для других низкой.
Да, это общая Евразийская энергосистема пока имеет пробелы. Из-за развала СССР не успели построить соединяющую Северную и Южную энерго-зоны Казахстана Южно-Казахстанскую ГРЭС, возрождаемую ныне в форме Балхашской АЭС. В Кыргызстане не хватает Камбаратинского каскада ГЭС, в Таджикистане – Рогунской ГЭС, Узбекистан только сейчас начал движение к появлению собственной опорной АЭС. Тем более возникает необходимость координировать и кооперировать национальные планы энергетического строительства. Только это укрепит общую производительность и надежность энергоснабжения. А также, внимание, позволит сохранить уникальное конкурентное преимущество в быстро формирующемся на наших глазах многополярном мире – дешевизну электроснабжения! Именно недорогой кВт-час, гораздо более, чем экспорт природных ресурсов, способен стать базой как внутреннего экономического развития, так и продвижения на внешних рынках.
Не в силах опустить – подними!
А коль скоро никто из геополитических соперников, или просто рыночных конкурентов не в силах понизить стоимость собственного кВт-часа, есть громадное искушение и важнейшая задача – ликвидировать «слишком дешевую» выработку на Евразийском пространстве. Поэтому, при всем уважении к борьбе со всемирным потеплением и без-углеродной повестке 2050 года, продвижение в Казахстане «альтернативной» энергетики, безусловно и однозначно имеет внешнюю геополитическую мотивацию. Плюс – коммерческий лоббизм местных «инвесторов», нацеленных на извлечение дополнительной прибыли за счет роста стоимости казахстанского кВт-часа.
В прочем, пойдем навстречу искренним энтузиастам ВИЭ в Казахстане, внимем их аргументам насчет технического прогресса и соответствующего быстрого понижения стоимости альтернативной генерации. Которая, дескать, не сегодня-завтра станет дешевле традиционной выработки.
Тезис вполне-таки работающий, но – применительно к стоимости электроэнергии в том же Евросоюзе, да и в США тоже. Что же касается Казахстана, то, да, один из последних аукционов выиграл проект ветровой электростанции мощностью 100 мВт со всего лишь 12,49 тенге за кВт-ч. Это меньше 3 центов и близко, как с гордостью сообщали устроители, к мировому рекорду. Однако 3 цента, это всего лишь приближение к стоимости традиционной генерации, которая в Казахстане, как мы отмечали, укладывается в средние 10 тенге за кВт-час.
Правда про «зеленую» стоимость
Если же от «рекордов» перейти к результирующему вкладу альтернативной выработки в общую стоимость казахстанского кВт-часа, достоверную информацию можно взять с сайта расчетно-финансового центра по ВИЭ. Известно, что в Казахстане поддержка «зеленой» энергетики осуществляется без всякого государственного финансирования, — государство своей администрирующей волей перекладывает всю такую поддержку исключительно на потребителей.
А именно, оплата альтернативной выработки возлагается на так называемых «условных потребителей», в качестве которых используются традиционные электростанции. РФЦ распределяет по ним квоты, по которым им приходится «покупать» экологически чистые кВт-часы, растворяя эти вынужденные затраты в расходах на собственную «нечистую» генерацию. С последующим перекладыванием, разумеется, в собственный тариф.
Так вот, по данным РФЦ ВИЭ за прошлый 2022 год, стоимость принудительного закупа в январе составила почти 67 тенге за кВт-час, к апрелю она опустилась до минимальной величины в чуть более 20 тенге, летом и к осени-зиме опять росла, достигнув в декабре 45 с лишним тенге за «зеленый» кВт-час. И хотя солнечная-ветровая выработка по месяцам и сезонам не одинакова, мы, не вдаваясь в скрупулезные подсчеты, смело можем утверждать, что казахстанцам альтернативная генерация обходится, как минимум, в 30 тенге за кВт-час, или в три раза дороже традиционной.
Можно сказать, что это и есть цель лоббистов «зеленой» энергетики в Казахстане — поднять, для начала, тарифы на генерацию раза в три, а там цепочка и потянется…
Без аккумулятора и без карты
Напомним, что все рекордные тарифные понижения на аукционах ВИЭ достигнуты за счет, прямо скажем, бессовестного игнорирования необходимости снабжения ветровых и солнечных установок хотя бы элементарными суточными накопителями. Чего здесь больше: недостатка принципиальности или профессионализма у самих энергетиков, чиновного безразличия, коммерческого интереса или сознательной внешней работы на удорожание энергетики, отдельный вопрос.
Но вот еще какая, относительно руководящего отраслевого органа, проблема: отсутствие официальной позиции по выбору дальнейшего, — «зеленого», атомного, угольного или некоей их комбинации, пути развития. Кроме «прогнозных балансов», в которых приведены млрд кВт-часов выработки, Гигаватты мощности, годы и дефициты, официального плана-документа по составу этих мощностей, величине затрат, источникам финансирования и результирующим тарифам … нет вовсе. Мы можем оперировать своими прикидками, дискутировать с оппонентами, но все это висит без базы, которую надлежало бы рассчитать уполномоченным специалистам и утвердить ответственным должностным лицам.
Концептуальное разоблачение
В этой связи весьма показательна прошлогодняя история: разработки, по поручению главы государства, «Энергетических балансов до 2035 года». Хотя специализированной на этот счет организации в Казахстане попросту нет, удалось найти квалифицированных специалистов, добросовестно выполнивших задание. В результате появился проект Концепции развития электроэнергетической отрасли до означенного года, внесенный Минэнерго в правительство на утверждение. В проекте, в частности, обозначен рост нагрузок до 2035 года величиной чуть более пяти гигаватт, что представляется вполне правдоподобным. Но для покрытия такого прироста предусмотрено ввести … более шестнадцати с половиной гигаватт, — в три раза больше!
Столь несуразный расклад объясняется просто. Разработчики сначала политически дисциплинированно предусмотрели, ради выполнения 15-процентной «зеленой» квоты, доведение ветровых мощностей до более 6 ГВт, солнечных до почти 2 ГВт и малых ГЭС до более 2 ГВт. А потом профессионально грамотно учли, что в часы зимних пиковых нагрузок от ветровых станций можно будет получать не более 20% установленной мощности, от малых ГЭС – не более 30%, а от солнечных – ничего. Соответственно, в набор мощностей пришлось затолкать более 3 ГВт дублирующих ГТУ и почти на 2 ГВт ПГУ.
Обсчитывать такой набор в деньгах и тарифах, понятное дело, даже не стали, — тарифы выскочили бы космические. И уж тем более не попытались посчитать, сколько дополнительного газа для этого потребуется, где его брать и в каких емкостях накапливать для залпового зимнего сжигания.
Естественная судьба проекта Концепции в таком виде – остаться вне реализации. Там же, кстати сказать, предусмотрен и ввод двух блоков Балхашской АЭС – к 2033 и 2035 годам. Что оставляет и атомный вектор развития казахстанской энергетики вне просчитанной официальной позиции. По той очевидной причине, что ориентировать энергетику сразу и по «зеленой», вкупе с газовой, и по атомной линиям, это погоня за двумя зайцами, бегущими в разные стороны.
Все – врозь и каждый – за себя
Интересно, что в разобранной между олигополиями энергетике находящийся вне ведения Минэнерго базовый холдинг «Самрук-Энерго» совершенно спокойно строит свои собственные планы, и планы эти базируются на … угле. Это восстановление, наконец, блока №1 на Экибастузской ГРЭС-1, достройка Экибастузской ГРЭС-2 блоком №3, затем №4, затем и далее. И, более того, строительство Экибастузской ГРЭС-3. При этом «Самрук-Энерго» политкорректно вкладывается и в ветровые мощности. Может быть, так и надо?
Кстати сказать, базовая высоковольтная сетевая компания КЕГОК, являющаяся, почему-то, еще и Системным оператором, и тоже находящаяся вне ведения Минэнерго, тоже имеет свои собственные планы развития. А насколько планы развития сетей скоординированы с планами создания генерации — неизвестно.
Министерство — диссидент
Впрочем, в Минэнерго, по всей видимости, уроки извлекаются. По крайней мере, в области проблем, множимых «зеленой» энергетикой. В «Прогнозных балансах» выработка ВИЭ на уровне 2029 года заложена величиной 2,6 млрд кВт-ч, а это всего 1,8% от предусмотренных на том горизонте 140,5 млрд. кВт-часов. Несмотря на то, что в следующем 2030 году Казахстану предстоит отчитываться о достижении 15 процентов! Ныне, кстати сказать, доля ВИЭ числится величиной 4,5%. Интересно, что эти больше не растущие 2,6 млрд кВт-часов аккуратно заложены министерством на все годы, начиная уже с 2025-го. Что трудно понимать иначе, чем решение о полном прекращении строительство солнечных и ветровых электростанций, вместе с малыми ГЭС, уже через три года. Что мы, пожалуй, только приветствовали бы. Оставляя без ответа вопрос, согласован ли такой фактический выход Казахстана из Парижского соглашения с политическим руководством, и в курсе ли заложенных в прогнозные балансы величин само подписавшее приказ руководство министерства.
Атом, который дешевле ветра
Оставим без ответа и вопрос, в курсе ли «анти-зеленых» прогнозов Минэнерго правительство, подписавшее недавно несколько международных соглашений как раз по «зеленой» энергетике. Воспользуемся лучше этими оглашенными планами для еще одной собственной оценки, в которой от себя мы добавим опять только те же арифметические действия сложения и деления. Итак, с французскими инвесторами подписано соглашение о создании ветрового парка мощностью 1 ГВт, причем с накопителями! По вложениям это $1,9 млрд. Известно также, что строительство Балхашской АЭС на 2,4 ГВт оценивается в $12 млрд. В первом случае мы имеем 1,9 млн долларов за один установленный МВт, во втором – 5 миллионов. При этом коэффициент использования установленной ветровой мощности в условиях Казахстана, как закладывают в свои расчеты энергетики, – 0,2. Но мы не пожалеем и дадим все 30 процентов. Атомная же генерация прерывается только на перезагрузку стержней и имеет коэффициент надежно более 0,9. Итого приведенные к выработке затраты по ветру и атому сравниваются уже как 6,3 к 5,5, то есть атом по стоимости строительства работающего кВт-часа даже дешевле.
Можно сравнить и эксплуатационные затраты, которые для АЭС, разумеется, выше. Но давайте вспомним, что такое долгожданное намерение, как комплектация ветровой электростанции накопителями выручает только при суточном сглаживании диспетчерского графика и только в спокойные сезоны. При стандартной же для того же казахстанского февраля буранной погоде придется либо мириться с выпадением, на пару-тройку дней, а то и недель, почти всех ветряков, либо дублировать их, процентов так на восемьдесят, запасными газотурбинными мощностями. А в условиях отсутствия газа так и банально угольными. После чего дальнейшие попытки сравнения «зеленого» и атомного векторов развития в условиях Казахстана не стоит и продолжать.
Возможно, именно поэтому силы, продавливающие в Казахстане ВИЭ, тщательно избегают хоть каких-то обоснованных выкладок и просчитанных планов на этот счет.
Что делать?
В организационном плане перейти на систему Единого закупщика, с организацией под ним трех конкурентных для участвующих в нем производителей электроэнергии рынков: а) рынок готовности электростанции к выдаче мощности в режиме «за сутки вперед»; б) рынок балансирующей мощности в режиме диспетчерского графика; в) рынок вновь создаваемой мощности.
Важное примечание. На момент написания этой статьи в Сенате уже на выходе законопроект о введении Единого закупщика – это хорошо. Но за вычетом выкупленных финансово-промышленными олигополиями электростанций, включая базовые – это безобразие, демонстрирующее сразу и ангажированность, и бессилие правительства. Следовательно, борьба за справедливое устройство рынка электроэнергии продолжается!
Единый закупщик обеспечивает продажу с оптового рынка электроэнергии по утверждаемому парламентом долгосрочному общенациональному тарифу, с применением к нему утверждаемых тоже на парламентском уровне понижающих и повышающих коэффициентов по видам потребления и часам суток.
Рынок новой мощности служит для финансирования строительства электростанций, высоковольтных и распределительных сетей по общенациональному плану, составляемому на пять-десять и пятнадцать лет вперед. Основу плана предоставляет Системный оператор в виде потребных на перспективу базовых и маневренных мощностей, с привязкой к центрам потребления.
В любом случае, приступить к приоритетному финансированию проектирования и строительства: блоков с третьего по восьмой ЭГРЭС-2, первой очереди Балхашской АЭС, Булакской и Кербулакской ГЭС-контр-регуляторов, а также дооборудования насосных станций канала «Иртыш-Караганда» обратимыми гидротурбинами для получения пиковой мощности. А по мере продвижения тройственного газового союза «Россия-Казахстан-Узбекистан» расширить применение маневренной и базовой газотурбинной генерации в Южной энерго-зоне.
В финансовом плане: категорически отказаться от политики «тариф в обмен на инвестиции», а также от идеологии и практики извлечения частной прибыли из электроэнергетической отрасли, включая городские системы теплофикации.
Надо сказать прямо: сама идея, что развитие базовой инфраструктуры, обеспечивающей жизнедеятельность населения и всей национальной экономики, может осуществляться за счет роста стоимости ее услуг – имеет подрывной характер. Никакая «альтернативная» энергетика, как бы ни старались ее лоббисты, не способна настолько задрать тариф и опустить национальную конкурентоспособность, как сам нехитрый посыл (тоже внешне вмененный), что повышенный тариф, это приманка для инвесторов.
Существует только один инвестор, который с пользой для себя и для инвестируемой отрасли может и должен вкладывать средства в развитие электроэнергетики – это государство. Государство-инвестор извлекает неоценимую пользу от таких своих вложений – через полноценное и доступное обеспечение электроэнергией всех своих граждан и всей национальной экономики.
Государство же, уповающее на частные инвестиции, тем более иностранные, уподобляется держателю свечки из известного анекдота. Отсюда вытекает, что государство, не понимающее столь простой истины, является интеллектуальным импотентом. Если же держащее свечку для удовольствия инвестора государство оправдывает такую свою роль отсутствием денег – оно импотент уже во всех смыслах.
Здесь мы не будем объяснять правительству, где оно может и должно взять средства для вне-тарифного инвестирования. Задачка, на самом деле, очень простая: надо, как мы сказали в самом начале, всего лишь поменять ту модель, в которую сегодня уперлась энергетика.
