Последствия реформирования электроэнергетики с позиций развития конкуренции

ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ПОЛИТИКА

А.В. ТРАчУК

Генеральный директор ФГУП «Гознак»

ПОСЛЕДСТВИЯ РЕФОРМИРОВАНИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ С ПОЗИЦИЙ РАЗВИТИЯ КОНКУРЕНЦИИ

Масштабность реформы электроэнергетики и её влияние на все отрасли экономики и все регионы страны обостряют проблему социально-экономических последствий реформирования естественных монополий.

Основные принципы реформирования электроэнергетики в части социально-экономической политики сформулированы в Постановлении Правительства РФ № 526 от 11.07.2001 г. [2] следующим образом:

• демонополизация и развитие конкуренции в сфере производства, сбыта и оказания услуг (ремонт, наладка, проектирование и т.д.);

• создание конкурентных рынков электроэнергии во всех регионах России, в которых организация таких рынков технически возможна;

• создание эффективного механизма снижения издержек в сфере производства (генерации), передачи и распределения электроэнергии и улучшение финансового состояния организаций отрасли;

• стимулирование энергосбережения во всех сферах экономики;

• создание благоприятных условий для строительства и эксплуатации новых мощностей по производству (генерации) и передаче электроэнергии;

• поэтапная ликвидация перекрёстного субсидирования различных регионов страны и групп потребителей электроэнергии;

• создание системы поддержки малообеспеченных слоёв населения;

• сохранение и развитие единой инфраструктуры электроэнергетики, включающей в себя магистральные сети и диспетчерское управление;

• демонополизация рынка топлива для тепловых электростанций.

Достичь этих результатов предполагалось путём реструктуризации энергокомпаний по ви-

дам деятельности, приватизации конкурентного сегмента электроэнергетики (генерация и сбыт), а также и путём существенной либерализации деятельности созданных в процессе реформирования энергокомпаний. Как предполагалось, именно конкуренция сможет оказать позитивное влияние на ценообразование и сформировать сигналы для развития отрасли.

Попробуем оценить состояние дел и последствия такого реформирования. Начнём с оценки реальной конкуренции на оптовом рынке электроэнергии и мощности.

Опуская детальный анализ отметим, что для покрытия потребления необходима загрузка большинства мощностей, а в отдельных (дефицитных) регионах существуют электростанции, которые загружаются всегда (в терминах федерального закона «Об электроэнергетике» [1] такие компании называются «обладающими исключительным положением»).

С учётом сделанного выше замечания отметим ряд условий.

Во-первых, такие электростанции, равно как и включённые в соответствии с отбором системного оператора для обеспечения электрических режимов сети, выставляют ценопринимающие заявки, т.е. обязуются поставить электроэнергию по любой цене.

Во-вторых, кривая спроса на рынке на сутки вперед (РСВ) - основной торговой площадке оптового рынка электроэнергии - эластична по цене только на очень небольшом участке (часто менее 1% от торгуемых объёмов).

Таким образом, можно констатировать, что малоэластичная кривая спроса и близкая к дефициту мощностей ситуация, требующая загрузки большинства станций, приводят к тому, что равновесная рыночная цена формируется, по сути, исходя

только из ценовых заявок генераторов. Именно поэтому эксперты часто называют российский электроэнергетический РСВ «рынком генераторов» [5].

Такая ситуация обусловлена рядом факторов. Во-первых, это субъектная структура рынка.

Основные продажи приходятся на крупнейшие компании - ОГК, ТГК, «РусГидро», концерн «Энергоатом», крупных, исторически независимых от РАО «ЕЭС России» поставщиков.

Несмотря на то, что при реализации долей РАО «ЕЭС России» и проведении дополнительных эмиссий акций в пользу стратегического инвестора учитывались требования антимонопольной политики, фактически сегодня некоторыми инвесторами контролируется сразу несколько крупных активов. К таким группам можно отнести контролирующую часть сибирских ТГК Сибирскую угольную энергетическую компанию (СУЭК), КЭС-Холдинг (ряд ТГК в зоне Европа-Урал) и Газпром (несколько ОГК и ТГК, в т.ч. крупнейшая тепловая генерирующая компания «Мосэнерго»).

Как известно, с учётом сетевых ограничений на рынке системным оператором определены две ценовые зоны (Европа-Урал и Сибирь), которые в свою очередь разделены на зоны свободного перетока (ЗСП), где влияние сетевых ограничений ещё ниже, а ценообразование на рынке построено на основе зональных (узловых) цен1.

При этом конкуренцию в целом по рынку или по ценовым зонам можно оценивать путём теоретико-множественного объединения результатов

Исходя из рассчитанных долей поставщиков, 1НН данной зоны свободного перетока равен (14,8%)2 +(14,1%)2 + (28,9%)2 + (42,3%)2 = 0,304. При объединении подконтрольных государству поставщиков ОРЭМ (ОГК-1 и ОГК-2) 1НН ЗСП 8 увеличивается: (14,8%)2 + (43%)2 + (42,3%)2 = 0,385.

Суммарные перетоки из ЗСП 8 равны 1 143 МВт, т.е. совокупная выработка по зоне в наихудшем случае (при максимально возможных перето-

по ЗСП (объёмы в рамках ценовой зоны являются совокупностью объёмов в отдельных ЗСП).

Учитывая всё изложенное выше, нами использована следующая методология оценки уровня конкуренции в зонах свободного перетока ОРЭМ:

1) в каждой ЗСП рассчитаны доли представленных в данной зоне мощностей, принадлежащих конкретной финансово-промышленной группе, в общем по зоне объёме мощностей, на основе долей поставщиков для всех ЗСП рассчитаны индексы Херфиндаля-Хиршмана [3] (сумма квадратов рыночных долей участников рынка);

2) с учётом наличия большого количества подконтрольных государству собственников мощностей нами дополнительно рассчитаны индексы Херфиндаля-Хиршмана (1НН) на основе долей генераторов с объединением в одну группу всех подконтрольных государству активов;

3) для каждой ЗСП определено, есть ли в ней участники, обладающие исключительным положением (наличие таких участников приводит к появлению в данной зоне возможностей злоупотребления монопольной властью), в т.ч. при объединении подконтрольных государству генераторов.

Участие в аукционе по ЗСП(/) генераторов тех ЗСП, из которых есть перетоки в ЗСП(/), нами не учтено при расчёте 1НН, но принято в расчёт при определении исключительного положения (рассмотрен худший сценарий).

Продемонстрируем наш подход на примере ЗСП 8. В данной зоне свободного перетока расположены следующие станции:

ках из ЗСП) равна 11 359 - 1 143 = 10 216 МВт. Пиковый спрос по ЗСП равен 9 967 МВт. Таким образом, в пик не загружается только 249 МВт - «невостребованная мощность». Мощность любого участника значительно превышает объём «невостребованной мощности». Следовательно, каждый участник в зоне в наихудшем случае (при пиковом потреблении и максимальных перетоках из зоны) обладает исключительным положением.

Электростанция Компания «Хозяин» компании Располагаемая мощность, МВт Доля в ЗСП

Тюменская ТЭЦ - 1 ТГК-10 Fortum (Финляндия) 472 4,2%

Тюменская ТЭЦ - 2 ТГК-10 Fortum (Финляндия) 755 4,0%

Тобольская ТЭЦ ТГК-10 Fortum (Финляндия) 452 6,6%

Всего по ТГК-10 1 679 14,8%

Нижневартовская ГРЭС ОГК-1 ОАО «ФСК ЕЭС», ОАО «РусГидро» 1 600 14,1%

Сургутская ГРЭС-1 ОГК-2 ОАО «Газпром» 3 280 28,9%

Всего «госгруппа» 4 880 43,0%

Сургутская ГРЭС-2 ОГК-4 Е-Оп (Германия) 4 800 42,3%

Всего по ЗСП 11 359 100%

1 Узловое ценообразование используется, например, на рынке Северо-Востока США - Р1М (www.pjm.com).

Для данной зоны свободного перетока максимальные «входящие перетоки» равны 1 790 МВт. Таким образом, в наилучшем по перетокам случае (все перетоки направлены в зону) невостребованная мощность равна 11 359 + 1 790 - 9 967 = = 3 182 МВт. Т.е. даже в оптимальном по перетокам случае ОГК-4 и ОГК-2 обладают исключительным положением.

Мы считаем оценку исключительности положения поставщиков ОРЭМ в ЗСП в наилучшем случае недостаточно показательной (нас интересует наличие в зоне участников, обладающих значительной рыночной силой, хотя бы в некоторых случаях), поэтому для остальных зон свободного перетока мы её не проводили, однако отметим, что в большинстве ЗСП и в лучшем по перетокам случае есть находящиеся в исключительном положении участники.

Как известно [4], рынок считается высококонцентрированным при значении 1НН выше 18%. Как следует из расчётов по вышеупомянутой методике, все ЗСП отличаются высокой концентрацией, кроме ЗСП 7 (энергосистема Урала за исключением Тюменской, Кировской и Удмуртской энергосистем и ряда энергорайонов), также средний уровень рыночной концентрации показывает индекс Херфиндаля-Хиршмана ценовой зоны «Европа-Урал». Более того, в 20 из 28 ЗСП число рыночных игроков не превышает 3, а в этом случае теоретическая нижняя граница значения 1НН равна 33,3%, т.е. рыночная концентрация таких олигопольных рынков заведомо велика.

Иногда указывают [9], что 1НН не вполне подходит для анализа рынка электроэнергии, поскольку не учитывает практическое отсутствие эластичности спроса, практически полную зависимость действий одних поставщиков от других, наличие долгосрочных обязательств и форвардных контрактов и трудности в определении границ рынка. Важно отметить, что два первых фактора в общем случае увеличивают рыночную силу и, следовательно, даже показатель 1НН менее 18% может не гарантировать отсутствие рыночной силы у поставщика. Применение же форвардных контрактов к настоящему моменту не получило распространения, а границы рынка были выбраны как ЗСП. С учётом этих обстоятельств, полагаю корректным использование 1НН для оценки рыночной силы поставщиков оптового рынка.

При объединении в одну группу всех подконтрольных государству владельцев генерирующих мощностей, 1НН даже в целом по ценовым зонам показывает высокую рыночную концентрацию.

Наличие у многих поставщиков ОРЭМ существенной рыночной силы является дополнительным инструментом оптимизации

деятельности генерирующих компаний. Оптимизация осуществляется с помощью используемых генераторами различных рыночных стратегий, включая и манипулирование рынком. Например, путём физического изъятия мощностей (выведение оборудования в ремонт), экономического изъятия мощностей (подача заведомо завышенных ценовых заявок) или подачей высоких ценовых заявок в условиях исключительного положения и др.

Таким образом, очевидно, что к настоящему моменту сложилась структура рынка типа олигополии, и у поставщиков этого рынка существуют инструменты для манипулирования им.

Мы исследовали причины низкой конкуренции и доминирования на энергорынке поставщиков, однако, следует подчеркнуть, что уровень конкуренции среди поставщиков существенно выше, чем среди покупателей.

Очевидно отсутствие конкуренции в секторе регулируемых договоров (тариф определяется регулирующими органами, контрагенты - администратором рынка).

Но и в других сегментах ситуация далека от конкуренции. Порядка 50% от общего количества покупателей ОРЭМ [6] составляют гарантирующие поставщики (при этом по объёму их доля может достигать 80 %), около 15% - крупные конечные потребители, остальные 35% - энергосбытовые компании, не получившие статус ГП.

С учётом того, что гарантирующие поставщики обязаны подавать в РСВ ценопринимающие заявки, конкурентный объём рынка резко уменьшается.

Уровень рыночной концентрации, оценённый по тем же правилам, что и уровень концентрации генерирующих компаний, не позволяет сказать, что достигнута конкурентная ситуация ни в одной ЗСП.

Ещё одним следствием реформирования является возникновение участников рынка нового типа, а именно финансово-промышленных групп, контролирующих и поставщиков и покупателей оптового рынка. Подобное совмещение даёт этим своеобразным конгломератам дополнительные преимущества в конкурентной борьбе:

• возможность оптимального распределения маржи по внутрихолдинговым сделкам и применения трансфертного ценообразования;

• использование данных возможностей для оптимизации налогообложения;

• географический разрез (представление в нескольких зонах свободного перетока позволяет перебрасывать объёмы между зонами с целью оптимизации финансового результата).

А с другой стороны, такое объединение позволяет использовать новые стратегии для манипулирования рынком.

Показатели рыночной концентрации зон свободного перетока сразу во всех разрезах (постав-

Наше предположение о превращении монопольного рынка в олигополию, полностью подтверждается приведёнными цифрами.

Кроме этого факта следует обратить внимание на появление существенных возможностей у многих участников рынка для злоупотребления рыночной силой путём использования различных манипулятивных стратегий. Т.е. можно предположить, что произошёл переход от монополии к олигополии, причём скоординированной олигополии. Поскольку все участники рынка связаны, им доступна ценовая информация, и у них есть инструменты для оперативной реакции на изменения рыночных условий.

Очевидно, что говорить о возможности отказа от государственного регулирования в этих условиях представляется невозможным. Такой вывод подтверждается и обширным зарубежным опытом реформирования электроэнергетики [7].

С точки зрения государственного регулирования в этих условиях, в первую очередь, должны решаться задачи:

• контроля рыночной концентрации;

• контроля за возможным злоупотреблением рыночной силой;

• тарифного регулирования в той части, где сохраняется государственное регулирование цен.

щики, покупатели, холдинги) представлены в следующей таблице:

Безусловно, у государства и сегодня есть инструменты в антимонопольном законодательстве, которые позволяют контролировать слияния и поглощения, а также отчасти следить за манипулированием ценами.

Однако, учитывая, что в энергетике такое манипулирование чаще всего связано с техническими проблемами (реальными или «умышленными»), то, безусловно, Федеральная антимонопольная служба сможет отреагировать лишь на самые вопиющие случаи манипулирования. Во всяком случае на момент публикации не было известно ни об одном факте выдачи предписания о нарушении антимонопольного законодательства в связи со злоупотреблением рыночной властью на оптовом рынке электроэнергии.

Задача улучшения ситуации с рыночной концентрацией и, как следствие, с конкуренцией представляется куда более сложной, чем контроль за слияниями и поглощениями.

По сути дела, речь идёт о необходимости создания механизма формирования такой структуры генерации и топологии сети, которые бы, с одной стороны, обеспечивали необходимую надёжность и параметры работы сети, а, с другой стороны, имели достаточный потенциал для обеспечения конкурентного отбора поставщиков в каждой из зон свободного перетока.

Зона Без объединения госкомпаний С объединением госкомпаний

хол- потре- гене- генерация хол- потре- гене- генерация

динги бители рация без ГЭС/АЭС динги бители рация без ГЭС/АЭС

1-я ЦЗ 0,106 0,112 0,132 0,162 0,252 0,166 0,378 0,236

2-я ЦЗ 0,195 0,226 0,191 0,181 0,216 0,24 0,215 0,186

ЗСП 1 0,259 0,295 0,244 0,2 0,276 0,3 0,275 0,208

ЗСП 2 0,262 0,214 0,576 0,576 0,262 0,214 0,576 0,576

ЗСП 3 0,788 0,621 1 1 0,788 0,621 1 1

ЗСП 4 0,351 0,601 0,6 0,6 0,351 0,601 0,6 0,6

ЗСП 5 0,727 0,755 1 1 0,727 0,755 1 1

ЗСП 6 0,282 0,54 0,487 0,487 0,282 0,54 0,487 0,487

ЗСП 7 0,152 0,296 0,178 0,188 0,193 0,303 0,255 0,247

ЗСП 8 0,352 0,637 0,304 0,304 0,43 0,644 0,385 0,385

ЗСП 9 0,498 0,986 1 1 0,996 0,993 1 1

ЗСП 10 0,308 0,323 0,735 0,735 0,308 0,323 0,735 0,735

ЗСП 11 0,559 0,669 0,536 1 0,566 0,67 0,536 1

ЗСП 12 0,549 0,654 0,533 1 0,551 0,654 0,533 1

ЗСП 13 0,166 0,309 0,355 0,485 0,167 0,309 0,36 0,485

ЗСП 14 0,298 0,331 0,348 0,513 0,298 0,331 0,348 0,513

ЗСП 15 0,232 0,376 0,428 1 0,302 0,378 0,661 1

ЗСП 16 0,3 0,608 0,556 0,99 0,302 0,608 0,556 0,99

ЗСП 17 0,328 0,37 0,593 1 0,337 0,371 0,593 1

ЗСП 18 0,851 0,723 1 1 0,851 0,723 1 1

ЗСП 19 0,185 0,3 0,384 0,621 0,276 0,305 0,652 0,621

ЗСП 20 0,272 0,389 0,624 0,638 0,272 0,389 0,624 0,638

ЗСП 21 0,319 0,649 0,618 1 0,319 0,649 0,618 1

ЗСП 22 0,367 0,466 1 1 0,367 0,466 1 1

ЗСП 23 0,491 0,966 0,973 1 0,491 0,966 0,973 1

ЗСП 24 0,105 0,107 0,204 0,173 0,204 0,148 0,336 0,181

ЗСП 25 0,439 0,745 0,913 0,913 0,439 0,745 0,913 0,913

ЗСП 26 0,755 0,903 0,632 0,632 0,885 0,914 0,861 0,861

ЗСП 27 0,22 0,284 0,494 0,717 0,618 0,381 0,965 0,939

ЗСП 28 0,344 0,774 0,501 1 0,497 0,778 1 1

С практической точки зрения, для развития потенциала генерации таким механизмом должен был стать рынок мощности. Однако на данный момент он таковым не является, а окончательная (целевая) модель рынка на момент подготовки этой статьи ещё не определена.

По мнению автора, целевая модель должна решать задачи отбора проектов по критерию минимизации совокупных инвестиционных и эксплуатационных затрат, а также включать механизм гарантирования возврата инвестиций на основе реальной стоимости капитала и юридически значимых обязательств. В качестве методологической модели расчёта подлежащей ежегодной выплате суммы, направляемой на возврат инвестированного капитала, может использоваться, например, модель расчёта тарифов на основе RAB (Regulatory asset base) [11].

Во всяком случае, очевидно, что если рынок мощности не заработает, то мы рискуем получить «половинчатый» рынок электроэнергии, где будет царствовать олигополия с большим потенциалом манипулирования рынком (особенно в периоды максимальных нагрузок). Главными регуляторами такого рынка будут не конкуренция, а Системный оператор (многое определяющий при выборе состава включённого генерирующего оборудования) и Федеральная антимонопольная служба.

С нашей точки зрения, одним из важных результатов реформирования должно было стать построение конкурентной ситуации, создающей стимулы к оптимизации эксплуатационных расходов электроэнергетических компаний. Использовавшееся до проведения преобразований тарифное регулирование по принципу «затраты плюс» этого не обеспечивало, что в настоящее время признают многие отраслевые специалисты [8]: «Основное значение конкурентного рынка состоит в том, что он обусловил возникновение системной мотивации для повышения эффективности энергетических компаний. Ранее при наличии одного лишь метода та-рифообразования «затраты плюс» никакого стимула для снижения издержек просто не было».

В настоящее время эта задача реализована через механизм маржинального ценообразования.

Свою роль сыграло и разделение электроэнергетических компаний по видам бизнеса, что способствовало увеличению прозрачности издержек и росту стимулов к повышению эффективности энергокомпаний. При этом полной прозрачности издержек достичь не удалось, т.к. остались проблемы перекрёстного субсидирования между тепловой и электрической энергией, а также вопросы распределения затрат между двумя электроэнергетическими товарами - электроэнергией и мощностью.

Реформирование электроэнергетики РФ, в частности, внедрение узлового ценообразования, привело к появлению чётких ценовых сигналов по «расшивке сетевых ограничений» - во многих регионах регулярные высокие цены обусловлены именно недостатком пропускной способности сетей.

Проанализировав упомянутые в начале этой статьи задачи реформы электроэнергетики России, несложно заметить, что не всё запланированное на старте реформ реализовано. В то же время многого добиться удалось.

В частности, на общегосударственном уровне удалось достичь определённых целей.

Во-первых, осуществлено разделение отрасли на естественно-монопольные и конкурентные виды деятельности.

Во-вторых, реализована эффективная программа приватизации предприятий электроэнергетики в конкурентном сегменте (созданы условия для привлечения в энергетику более 945 млрд рублей). Изменилась структура собственности в электроэнергетике и возникли предпосылки для создания энергетических объектов новыми игроками. В качестве примеров можно упомянуть «Богучанское энерго-металлургическое объединение» и «Юго-западную ТЭЦ» в Санкт-Петербурге.

В-третьих, выросла инвестиционная привлекательность отрасли, а за счёт заключения со стратегическими инвесторами при продаже им пакетов акций договоров на предоставление мощности, задан вектор развития генерирующих источников.

В-четвёртых, заработали ограниченные конкурентные рыночные механизмы ценообразования на оптовом рынке, которые способны создавать ценовые сигналы и стимулы для снижения эксплуатационных затрат на генерирующих предприятиях.

В-пятых, обеспечен недискриминационный доступ к сетевым услугам.

В-шестых, удалось снизить остроту проблемы перекрестного субсидирования.

В-седьмых, реформа электроэнергетики создала импульс, необходимый для запуска реформирования жилищно-коммунального хозяйства.

С другой стороны, в ходе исследования мы выявили ряд эффектов, которые следует отнести к негативным последствиям реформы.

Во-первых, это возникновение олигополии (что полностью подтверждено полученными данными) в условиях неготовности системы государственного регулирования, которая должна увязать воедино потребности общества в развитии энергетической инфраструктуры и обеспечение необходимого уровня конкуренции, чтобы ценовые сигналы, генерируемые рынком, представляли реальную ценность для выработки экономической политики субъектами рынка.

Во-вторых, проявилась «запрограммированность» некоторых принципов реформы на рост цены на электроэнергию. Так, по оценкам тарифного регулятора (ФСТ РФ), только в результате дробления РАО «ЕЭС России» на отдельные компании тариф на электроэнергию с начала реформы вырос на 50% [10]. Это увеличение связано, прежде всего, с особенностями нового принципа ценообразования и резким ростом административно-управленческого аппарата и расходов на его содержание (до 10 раз), а также значительным ростом организационных издержек.

В-третьих, стала очевидна (во всяком случае, в среднесрочном периоде) низкая эффективность ценовых сигналов оптового рынка для развития отрасли и, как следствие, отсутствие реально работающего рынка мощности несёт потенциальную угрозу развитию рынка электроэнергии и мощности в целом.

В-четвёртых, ситуация с подключением потребителей к электрическим сетям остаётся неудовлетворительной и в перспективе (например, при переходе на другие принципы тарифообразова-ния) зависимость сетевых компаний от сбора платы за технологическое присоединение следует минимизировать, в силу правовой и экономической

ущербности этого механизма. Справедливости ради, следует отметить, что эта проблема не имела решения и до реформирования.

В-пятых, стало понятно, что принятая модель деятельности сбытовых компаний вряд ли может быть признана удачной, поскольку имеет существенные потенциальные риски их неустойчивости даже к минимальным внешним воздействиям. Это вполне ясно проявилось (в виде роста дебиторской задолженности, неплатежей и т.п.) при нарастании кризисных явлений в российской экономике в конце 2008 - начале 2009 г. и может проявиться ещё в большей степени после 01 января 2011 г., когда тарифное регулирование сохранится только для электроэнергии, поставляемой населению.

В целом, реформу электроэнергетики следует признать удачной для энергетиков и организаторов реформы. Влияние же преобразований для экономики и общества в целом, на наш взгляд, следует расценивать как условно удовлетворительное. Поскольку сохраняются значительная неопределённость и весьма существенные риски в среднесрочном и долгосрочном периодах, реализация этих рисков может привести к снижению надёжности энергоснабжения и росту совокупных расходов на энергоснабжение.

ЛИТЕРАТУРА

1. Федеральный закон РФ № 35-Ф3 от 26 марта 2003 г. «Об электроэнергетике».

2. Постановление Правительства РФ № 526 от 11 июля 2001 г. «О реформировании электроэнергетики Российской Федерации».

3. Макконнелл К.Р., Брю С.Л. «Экономикс: принципы, проблемы и политика». - М.: ИНФРА-М, 1999 г.

4. Маркетинг: Словарь / Азоев Г.Л. и др. - М.: Экономика, 2000.

5. Отчет «Розничный рынок электроэнергии: Реформа, ценообразование, порядок расчетов, перспектива» ОАО «Калужская сбытовая компания» (www.ksc.kaluga.ru).

6. Официальный сайт НП «Совет рынка» www.np-sr.ru.

7. СапожниковаН.Т., Сауткин С.И. «Естественная монополия: опыт реформирования электроэнергетики Великобритании» // Менеджмент в России и за рубежом. - № 6, 2001.

8. СлободинМ. Энергоэффективность - залог успешного развития. // Энергорынок. - № 1, 2009. - 15-17 с.

9. Стофт С. Экономика энергосистем. Введение в проектирование рынков электроэнергии (пер. с англ.). - М. - Мир, 2006.

10. Энергетическая недостаточность // Независимая газета, 04.06.2008.

11. RAB шагает по стране. Приложение к газете «Коммерсантъ» № 224 (4041) от 09.12.2008.