V Международная студенческая научная конференция Студенческий научный форум - 2013

16

На территории Алтайского края функционируют 11 крупных и средних предприятий (организаций) и структурных подразделений промышленных предприятий, занимающихся вопросами производства, передачи и распределения электроэнергии и тепла, с общей установленной электрической мощностью 1654,7 МВт и тепловой мощностью 6730,5 Гкал/час. Из генерирующих основным является Барнаульский филиал ОАО «Кузбассэнерго», образовавшийся в результате реформирования ОАО «Алтайэнерго». В составе Барнаульского филиала ОАО «Кузбассэнерго» - Барнаульские ТЭЦ-2, 3, Барнаульская теплоцентраль (БТЦ), Бийские тепловые сети. Суммарная установленная электрическая мощность предприятий Барнаульского филиала ОАО «Кузбассэнерго» составляет 772,2 МВт, а установленная тепловая мощность – 3503 Гкал/ч. Электрическая и тепловая мощность остальных генерирующих предприятий Алтайского края: ООО «Бийскэнерго» - 535 МВт/1613,5 Гкал/ч, ТЭЦ ОАО «Алтай-кокс» - 200 МВт/466 Гкал/ч, ТЭЦ ОАО «Алтайские гербициды» - 32,5МВт/227 Гкал/ч, ТЭЦ ОАО «Кучуксульфат» - 18 МВт/201 Гкал/ч, МУП «Рубцовский тепловой комплекс» - 61 МВт/365 Гкал/ч + 275 Гкал/ч, ГТ ТЭЦ-1 г. Барнаула - 36МВт/80 Гкал/ч. Несмотря на вышеуказанные цифры, обеспеченность Алтайского края электроэнергией за счет собственных ресурсов составляет всего 50% [5].

Электросетевой комплекс края включает в себя 6 предприятий, в ведении которых находится более 67 тыс. километров линий электропередачи и более 15 тыс. подстанций различного класса напряжения. Основными распределительными электросетевыми компаниями края являются филиал ОАО «Межрегиональная распределительная сетевая компания Сибири» - «Алтайэнерго» (далее Алтайэнерго), ОАО «Сетевая Компания Алтайкрайэнерго» и ООО «Барнаульская сетевая компания».

Большинство населения региона, получая в нужном количестве электроэнергию, даже не задумываются о критической ситуации в распределительных сетях энергетического сектора региона. Практически все оборудование энергетических предприятий введено в эксплуатацию еще при советской власти. Еще в 1980-х гг. в электроэнергетике края стали проявляться признаки стагнации: производственные мощности обновлялись заметно медленнее, чем росло потребление электроэнергии. В отдельных районах происходят перебои энергоснабжения, наблюдается энергетический кризис, существует высокая вероятность техногенных аварий [5]. С одной стороны, те средства, которые получают энергетики с тарифа, не хватает для поддержания оборудования в нужном состоянии, с другой стороны, исполнительный орган в области регулирования тарифов не желает поднимать тариф на электроэнергию, т.к. уровень жизни населения в нашем регионе один из самых низких в стране.

Тарифная политика РФ складывалась в условиях структурного кризиса экономики и тотального бюджетного дефицита 90-х гг. Смягчение последствий экономического спада для населения и бюджетного сектора в то время регулировалось многими способами, в том числе и с помощью тарифной политики, в частности путем снижения тарифов на электроэнергию [1]. Одной из основных проблем тарифообразования в энергетическом секторе являются устаревшие технологии и высокая степень изношенности материалов и оборудования. Большая часть оборудования распределительных сетей в России введена в эксплуатацию еще в 1960 - 1985 гг., при сроке службы от 20 до 35 лет. Поддержание даже минимального уровня безопасности и надежности изношенных сетей требует значительных затрат для проведения ремонтных работ. Зачастую из-за отсутствия в достаточном количестве средств на ремонтно-восстановительные работы, проводится техобслуживание без восстановления первоначальных или близких к первоначальным характеристикам. Более половины всего электросетевого оборудования края уже выработало один нормативный срок, а некоторое даже дважды. И если в самое ближайшее время не начать принимать самых серьезных и эффективных мер по обновлению электросетевого комплекса, то через несколько лет показатель износа сетей возрастёт до критической отметки. Рассмотрим несколько методов расчета тарифов [4].

В соответствии с основами ценообразования, разработанными в 2004 г. (Постановление Правительства РФ № 109 от 26.02.04 «О ценообразовании в отношении электрической и тепловой энергии в Российской Федерации»), предложено несколько методов расчета тарифов: метод экономически обоснованных расходов, метод экономически обоснованной доходности инвестированного капитала, метод индексации тарифов. В настоящее время тарифы на передачу электроэнергии в основных электросетевых компаниях края рассчитываются в соответствии с методом экономически обоснованных расходов. Исходя из данного метода, тариф на передачу электроэнергии включает в себя затраты на оплату услуг по содержанию электросетей и оплату технологических потерь.

Существующая методика формирования тарифов на передачу электроэнергии, отражает сложившуюся за долгие годы систему хозяйствования. Однако, ей свойственны очевидные недостатки, которые отражаются на эффективности функционирования сетевых организаций. Рассмотрим и проанализируем процесс формирования тарифов на передачу электроэнергии в Алтайэнерго.

Метод экономически обоснованных расходов (затрат), предусмотренный Методическими указаниями по расчету регулируемых тарифов и цен на электрическую (тепловую) энергию на розничном (потребительском) рынке (утв. Приказом Федеральной службы по тарифам от 06.08.2004 г. № 20-э/2 (с изм. и доп. от 14.12.2004, от 28.11.2006)), предполагает определение состава расходов. Основой для расчета тарифа на передачу электроэнергии являются такие данные, как расчет технологического расхода электрической энергии (потерь) в электрических сетях, баланс электрической энергии, электрическая мощность по диапазонам напряжения и прочее (всего 18). Порядок расчета и обоснования нормативов технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям утвержден приказом Минпромэнерго России от 4 октября 2005 г. № 267. Расчет фонда заработной платы не менее трудоемок и насчитывает порядка 15 пунктов. После определения расходов на оплату труда формируются данные по расчету амортизационных отчислений на восстановление основных производственных фондов. Далее производится расчет среднегодовой стоимости основных производственных фондов по линиям электропередач и подстанциям.После этогоосуществляется расчет источников финансирования капитальных вложений на основе данных об объеме капитальных вложений. Основные источники финансирования капитальных вложений – это амортизационные отчисления и плата за технологическое присоединение. Далее составляется расчет балансовой прибыли, принимаемой при установлении тарифов на передачу электроэнергии. Данный расчет включает расход прибыли на социальное развитие предприятия, выплаты по коллективному договору, оплату процентов по банковским кредитам и услуг банка. Прибыль от реализации услуг по передачи электрической энергии определяется как сумма прибыли на развитие производства, прибыли на социальное развитие, льгот, компенсации и прочих выплат по коллективному договору, дивидендов по акциям, прибыли на прочие цели за вычетом налогов, сборов и платежей. Тариф рассчитывается как отношение утвержденной регулирующим органом необходимой валовой выручки (о ней речь пойдет ниже) к утвержденному регулирующим органом Алтайского края (Управление Алтайского края по государственному регулированию цен и тарифов) полезному отпуску электроэнергии.В результате суммирования значений отдельных статей расходов рассчитывается итоговая себестоимость передачи электроэнергии. В 2012 г. утвержденный тариф на передачу электроэнергии в Алтайском крае составил 68 коп/кВтч, против 55 коп/кВтч в 2011 г.

Такая система формирования тарифов не предусматривает никакой взаимозависимости между ценой услуги и ее качеством. В итоге тарифы постоянно растут, а средств для инвестирования в развитие энергокомплекса постоянно не хватает. В сложившейся экономической ситуации обеспечить необходимые объёмы инвестиций из федерального и регионального бюджетов не представляется возможным [4]. Одним из ключевых критериев адекватности региональной тарифной политики является способность создания в региональном энергетическом секторе условий привлечения коммерческих инвестиций, облегчения доступа на регулируемый рынок новым участникам, обеспечения эффективного тарифного регулирования в условиях усложняющейся и подвижной институциональной структуры и структуры прав собственности в регулируемом секторе [3]. Можно утверждать, что тарифное регулирование уже не соответствует современным задачам развития - ни территорий, ни многих предприятий энергетического сектора, поскольку не поддерживает актуальные приоритеты: не способствует снижению энергоемкости продукции, провоцирует рост тарифов, препятствует широкой модернизации энергетического сектора на основе привлечения коммерческих инвестиций. Также краткосрочный характер современного традиционного регулирования повышает неопределенности и риски разрабатываемых долгосрочных стратегий развития регионов и становится сдерживающим фактором для потенциальных инвесторов и компаний-участниц долгосрочных программ и проектов развития территорий. Современная ситуация требует более радикального пересмотра подходов к тарифному регулированию. Кроме того, происходит снижение выдачи мощности по сравнению с величиной, учтенной в расчете тарифов. Так, по этой причине в 2010 г. Алтайэнерго получило убытки от услуг по передаче электрической энергии в Алтайском крае в объеме 830 млн руб. Тарифы на передачу электроэнергии на плановый период формируются в текущем периоде на основе данных о затратах на содержание сетей и расходов, связанных с потерями электроэнергии в ходе её движения по проводам к энергопринимающим устройствам потребителя. Результаты расчетов предоставляются в регулирующий орган Алтайского края (Управление Алтайского края по государственному регулированию цен и тарифов), который утверждает предельный уровень тарифа на передачу электроэнергии для сетевой организации. После этого, тарифы вводятся в действие.

Цель тарифной политики заключается в ограничении выручки энергетического сектора до минимально возможного уровня и перераспределении тарифной нагрузки с населения и бюджета на наиболее устойчивую часть коммерческого сектора. Фактически суть процедуры заключается в достижении компромисса относительно достаточного для поддержания деятельности предприятия размера валовой выручки. Не обойтись здесь без понятия - необходимая валовая выручка (НВВ). НВВ по сути это те материальные средства, которые требуются для поддержания основных фондов в стадии нормальной эксплуатации. Динамика необходимой валовой выручки за 2008-2010 гг. в Алтайэнерго приведена ниже.

Динамика необходимой валовой выручки Алтайэнерго (млн. руб.)

Группы расходов	2008 г.	2009 г.	2010 г.
Необходимая валовая выручка	2865	3282	3768

В связи с недостаточностью средств, в 2008 г. получены убытки от оказания услуг по передаче электрической энергии в сумме 805 млн руб. За 2009 г. были выявлены убытки в сумме 701 млн руб. Рост необходимой валовой выручки объясняется продолжительным применением существующей тарифной политики. Затратный подход к регулированию тарифов неизбежно формирует у энергоснабжающих организаций заинтересованность в увеличении издержек. В итоге использование ограниченного инвестиционного ресурса приводило не к снижению издержек на единицу продукции, а к дальнейшему росту текущих расходов энергосистем и необходимости еще большего повышения тарифов.

Нужна новая тарифная политика для ряда регионов РФ, первым элементом которой является метод доходности инвестированного капитала, так называемый «RAB» (метод RAB впервые был применен в Великобритании в процессе приватизации электросетевого комплекса и либерализации рынка электроэнергии в 1990 гг.), альтернативный известному методу экономически обоснованных расходов (затрат). В соответствии с Федеральным законом «О государственном регулировании тарифов на электрическую и тепловую энергию в Российской Федерации» (№41-ФЗ) Приказом Федеральной службы по тарифам России от 26.06.2008 г. утверждены «Методические указания по регулированию тарифов с применением метода доходности инвестированного капитала» (Приказ Федеральной службы по тарифам России) [2]. RAB (Regulatory Asset Base) или величина регулируемого капитала - это величина, устанавливаемая в целях регулирования тарифов, отражающая рыночную стоимость активов компании с учетом их физического, морального и внешнего износа. Как и в действующей методике, расчет тарифа по методу RAB основан на расчете необходимой валовой выручки. Согласно методическим указаниям необходимая валовая выручка формируется из трех составляющих:

1. операционные расходы (подконтрольные и неподконтрольные), которые устанавливаются в начале долгосрочного периода (базовый уровень расходов), и далее только индексируются с учетом следующих факторов: рост цен, измеряемый с помощью индекса потребительских цен; технический прогресс и оптимизация расходов (снижение операционных расходов; изменение зоны обслуживания (увеличение объемов вследствии подключения новых потребителей));

2. возврат капитала, который осуществляется равными частями в течение всего срока;

3. норма доходности на инвестированный капитал.

Конечной целью внедрения методики RAB является:

1. привлечение инвестиций для строительства и модернизации сетевой инфраструктуры, что в конечном итоге приведет к обновлению основных фондов;

2. повышение качества оказания услуг (в тариф вводятся поправочные коэффициенты, обеспечивающие прямую связь между ценой, надежностью и качеством);

3. создания стимулов для повышения компанией эффективности своей работы благодаря снижению издержек и инвестициям в новые технологии.

В перспективе при корректном использовании метода эксперты прогнозируют приток частных инвестиций в сетевые компании и снижение удельных операционных издержек, что приведет к снижению тарифов в будущем. Действительно, наличие долгосрочной реалистичной модели функционирования электросетевой компании в условиях применения метода RAB с взаимоувязанными параметрами позволит выстроить эффективное взаимодействие всех ключевых контрагентов: органов тарифного регулирования, муниципалитетов и администраций субъектов, с другой стороны - инвесторов и кредиторов, и – с третьей стороны – операторов энергоснабжающей организации. В течение относительно короткого срока должны быть разработаны долгосрочные модели развития электросетевых организаций, подготовлены специалисты самих электросетевых организаций и региональных органов тарифного регулирования для использования метода RAB.

Использование предложенного метода доходности инвестированного капитала позволяет региону получить:

а) надежное и качественное энергоснабжение;

б) приток дополнительных инвестиций в регион;

в) дополнительный стимулирующий фактор развития региона;

г) долгосрочная тарифная политика увеличивает точность прогнозирования и стабилизирует развитие региона;

д) нагрузка в тарифе на возврат инвестиций распределяется в долгосрочном периоде на 35 лет, вследствие чего замедляется темп роста тарифов.

Выгоды потребителей:

а) решение проблемы старения и изношенности электросетевого оборудования, а как следствие повышение качества услуги и надежности электроснабжения;

б) нагрузка в тарифе на возврат инвестиций распределяется в долгосрочном периоде на несколько десятков лет, а изменения осуществляются в ближайшие годы;

в) тарифы отражают уровень надежности и качества сервиса;

г) тарифы снижаются в среднесрочной перспективе - снижение расходов за счет роста инвестиций и экономических стимулов.

Предприятие получает:

а) гарантии возврата инвестированного капитала;

б) формирование долгосрочной тарифной политики в отрасли;

в) улучшение финансового состояния предприятия, ежегодный запланированный ввод основных средств.

Преимущества нового метода RAB регулирования тарифов:

- обеспечение надежности и качества предоставляемых услуг;

- снижение операционных затрат;

- увеличение уровня рентабельности услуг;

- возможность реинвестирования сэкономленных средств;

- долгосрочность, стабильность.

RAB - это система долгосрочного тарифообразования, основной целью которой является привлечение инвестиций в расширение и модернизацию инфраструктуры. Мировая практика показала, что регулирование тарифов в электросетевом комплексе на основе методологии RAB имеет ряд преимуществ, для электросетевых компаний и потребителей перед действующей сейчас системой тарифообразования. Компании в системе RAB получают гарантированный возврат инвестиций и доход на инвестиции, достаточный для обслуживания кредитов и получения прибыли. Кроме этого, они получают стимул к снижению издержек, так как сэкономленные средства остаются в компании в отличие от применяемой исторически в России системы тарифообразования. С точки зрения потребителей достоинствами системы RAB являются повышение надежности энергоснабжения и качества предоставляемых услуг за счет новых инвестиций. По итогам 2008 г. в рамках подготовки к внедрению в России нового метода регулирования тарифов RAB в ФСТ были утверждены Методические указания по регулированию тарифов с применением метода доходности инвестированного капитала, определены нормы доходности на инвестированный капитал. Правительство внесло поправки в законодательную базу «О ценообразовании в отношении электрической и тепловой энергии в РФ». Это обеспечило возможность широкого применения в России новой методики формирования тарифа. Государство должно гарантировать безопасность инвесторов от политических рисков, сохраняя при этом полную ответственность инвесторов за риски коммерческие. От новой тарифной политики инвесторы ожидают:

а) предсказуемость и стабильность тарифной политики;

б) обеспечение ликвидности инвестиций в регулируемый сектор;

в) открытый доступ в регулируемый сектор экономики.

Соответственно, некоторые основные контуры тарифной политики с точки зрения потенциального инвестора должны были бы выглядеть следующим образом:

а) долгосрочный характер регулирования позволяет моделировать все экономические параметры электросетевых организаций на период деятельности, сопоставимый со сроком жизненного цикла инвестиций;

б) уровень доходности стимулирует интерес инвесторов к вложениям в энергетику, т.е. прибыль должна стать реальной, а не номинальной величиной;

в) уровень доходности зависит от выбранной инвестиционной программы и управления издержками;

г) объективная оценка инвестиций обеспечивает ликвидность инвестиций (при выходе из бизнеса) и возврат вложенного капитала через тарифы в течение жизненного цикла инвестиций.

Основные нормативные и методические документы, регулирующие применение метода доходности инвестированного капитала (метода RAB) [6]:

- Постановление РФ «О ценообразовании в отношении электрической и тепловой энергии в РФ» № 109 от 26.02.2004;

- Методические указания по регулированию тарифов с применением метода доходности инвестированного капитала, утвержденные Приказом ФСТ № 231-э от 26.06.2008;

- Порядок согласования ФСТ РФ предложений органов исполнитель-ной власти субъектов РФ в области регулирования тарифов, касающихся перехода к регулированию тарифов с применением метода RAB, утвержден Приказом ФСТ № 192-э/4 от 03.09.2008 (с изменениями от 01.06.2010, приказ №110-э/1).

Данный метод – инновационно новая в России модель регулирования тарифов, ступень на пути к обеспечению рентабельности, надежности, эффективности услуг. Метод доходности инвестированного капитала действует в России с 2010 г. ОАО «Межрегиональная распределительная сетевая компания Центра» приняло решение о переходе к регулированию тарифов на основе методологии RAB всех филиалов компании с 1 января 2010 г. Три филиала ОАО «МРСК Центра» - «Белгородэнерго», «Тверьэнерго» и «Липецкэнерго», «пилотные» проекты первой очереди перешли на систему тарифообразования на основе RAB с 1 января 2010 г. Кроме филиалов МРСК Центра в 2010 г. на RAB также были переведены «Курганэнерго», «Пермьэнерго» (МРСК Урала), «Тулэнерго», «Рязаньэнерго» (МРСК Центра и Приволжья), «Астраханьэнерго» и «Ростовэнерго» (МРСК Юга) – «пилоты» второй очереди. По данным холдинга МРСК, переход на RAB «Белгородэнерго» позволил обеспечить прирост капитала на 29,1% в первый год внедрения регулирования против 20,6% в предшествующий период при росте тарифа на 24%. В 2011 г. были осуществлены инвестиции в размере 6,5 млрд руб., что почти в четыре раза больше показателя 2010 г. Более существенный скачок тарифа при использовании RAB произошел в «Тверьэнерго», составив 312 коп./кВт.ч. – 145% от тарифа 2010 г. При этом увеличение тарифа связано с приростом инвестиционного капитала на 65%, в то время как операционные расходы увеличились лишь на 19%. Таким образом, RAB-регулирование действительно позволяет изменять соотношение операционной и инвестиционной частей в тарифе. На сегодняшний день более 80 компаний в различных субъектах РФ успешно практикуют эту модель формирования тарифов [7].

RAB-регулирование тарифов оценивается как достаточно перспективный и эффективный метод привлечения инвестиций в отрасль. Основным недостатком системы является неизбежный рост тарифов сетевых компаний. С точки зрения потребителя, обеспечивать за свои средства инвестирование в отрасль несправедливо, так как получать услуги у другого поставщика с иной ценовой политикой не представляется возможным. Однако необходимо принимать во внимание тот фактор, что основным владельцем сетевых компаний и, соответственно, регулятором тарифа является государство, а источником государственных инвестиций обычно выступают налоги, которые уплачиваются в конечном итоге потребителями. При RAB-регулировании данный принцип сохраняется, т.е. при получении и оплате услуг часть средств напрямую (при регулирующем вмешательстве государства) превращается в инвестиционную составляющую, обеспечивающую прогрессирование отрасли. А развитая энергетическая инфраструктура непосредственно способствует развитию бизнеса и экономики в целом, являясь при этом стратегически важной составляющей жизнедеятельности государства и обеспечения его энергетической безопасности в международном масштабе. С 1 января 2011 г. филиалы МРСК Сибири - «Омскэнерго» и «Томская распределительная компания» перешли на регулирование тарифов на передачу электроэнергии по методу доходности инвестированного капитала – RAB-регулирование. «Переход на новый метод тарифообразования обеспечит инновационное развитие компании и повышение эффективности производства, даст возможность увеличения инвестиций, снижения операционных расходов до 2,5% ежегодно, приведет к стабилизации темпов роста тарифа на передачу электроэнергии в долгосрочной перспективе», - генеральный директор «МРСК Сибири» [8]. Предложения региональных регулирующих органов по переходу на новую систему тарифообразования в Омской, Томской областях и Республике Алтай согласованы Федеральной службой по тарифам РФ. Норма доходности на существующий капитал установлена ФСТ в размере 6% в 2010 г., 9% – в 2011 г., 12% – в 2012 г. При этом норма доходности на новый инвестированный капитал составила 12%, срок возврата инвестированного капитала – 35 лет. В 2010 г. новую систему тарифного регулирования МРСК Сибири внедрили еще в двух регионах – Забайкальском крае и Республике Хакасия [8].

Опыт других стран по системе регулирования на основе RAB, внедривших эту методику (США, Германия, Италия, Великобритания), признается экспертами как эффективная: энергокомпании снизили свои издержки в несколько раз, что повлекло серьезное снижение тарифа при увеличении инвестиций в отрасль. Поэтому система RAB в мире считается образцом тарифного регулирования для распределительных электрических сетей.

Эксперты сравнивают новую форму тарифа с ипотекой. Сделать разовые вложения в развитие и обслуживание сетей, которые обеспечат каждому из нас надежную доставку электроэнергии на всю оставшуюся жизнь, – достаточно сложно. А платить в рассрочку – вполне по силам. При новой методике тарифообразования сетевая компания находит необходимые средства, которые готова вложить в наше комфортное будущее, а мы на протяжении всего времени пользования электроэнергией станем рассчитываться за нее по вполне приемлемой, установленной государством цене.

Согласно принятому решению Холдинга МРСК о переходе на RAB-регулирование, Приказу ФСТ от 29.09.09 г. №227-э/2 Алтайэнерго обратилось в Главэкономики по установлению с 1 января 2010 года долгосрочных тарифов на услуги по передаче электрической энергии методом доходности инвестиционного капитала. Однако регулирующий орган считает, что учитывая социально-экономическую ситуацию в крае, а также предельный уровень тарифов на электрическую энергию, утвержденный ФСТ России для Алтайского края на 2010 г., переход на регулирование тарифов методом RAB является преждевременным. Каких либо изменений за 2011 – 2012 гг. также не последовало.

Время покажет и не стоит забывать, что энергетический сектор обеспечивает жизнедеятельность всех отраслей территориального хозяйства и во многом определяет формирование основных финансово-экономических показателей края. Для долгосрочного стабильного обеспечения экономики и населения Алтайского края электроэнергией, необходима научно обоснованная и воспринятая обществом долгосрочная тарифная политика, которой и является метод RAB. Если регулирующий орган и вместе с ним население региона не готово перейти на предложенный метод сейчас, то в любом случае это придется сделать чуть позже. Метод RAB единственный выход из сложившейся ситуации в любом проблемном регионе, можно, наверное, еще долго рассуждать о RAB, выдвигая аргументы как за, так и против. Однако есть ли в этом смысл? Регион не может остаться в стороне от происходящих в стране перемен.

Библиографический список

1. Российская Федерация. Законы. Основы ценообразования в отношении электрической и тепловой энергии в РФ [Электронный ресурс] : федер. закон № 109: [принят Гос. Думой 26 февраля 2004 г.]

2. Методические указания по регулированию тарифов с применением метода доходности инвестированного капитала, утверждены Приказом ФСТ № 231-э от 26.06.2009 г. http://www.fstrf.ru/docs/electro/54

3. Бородина М. В. Оценка воздействия тарифа на электроэнергию на региональные инвестиции в основные фонды (на примере экономики Хабаравского края) [Текст] / Бородина М. В. // Власть и управление на Востоке России. – 2011. – № 2. – С. 25 – 29.

4. Долматов И. А. Регулирование тарифов на услуги по передаче электроэнергии с применением метода экономически обоснованной доходности инвестированного капитала [Текст] / Долматов И. А. // Финансовый менеджмент. – 2011. – № 5. – С. 89 – 98.

5. Кожуховский И. С. Анализ ситуации и прогноз развития электроэнергетики/ Кожуховский И. С. // Электрические станции. – 2009. – № 6. – С. 2 – 6.

6. Непомнящий В. А. Методика формирования тарифа на передачу электроэнергии и определения эффективности инвестиций в развитие электрических сетей / Непомнящий В. А. // Проблемы прогнозирования. – 2010. – № 2. – С. 5– 22.

7. Оглей П. И. Внедрение метода RAB: проблемы и стратегия электросетевых компаний / Оглей П. И. // Менеджмент в России и за рубежом. – 2011. – № 1. – С. 53 – 60.

8. Портал ИнтерЭнерго. Полная ссылка: http://ieport.ru/4436-mrsk-sibiri-vnedryaet-novuyu-sistemu-tarifnogo.html.

9. Недобитков, А. Почему за электроэнергию придется платить больше / Недобитков А. // Город бизнеса. – 2012. – № 2. – С. 20 – 22.

10. Кудрин, Б. И. Реформа электроэнергетики и права потребителей [Текст] / Кудрин Б. И. // Промышленная энергетика. – 2012. – № 2. – С. 2 – 8

Код для цитирования: Скопировать