Реформа электроэнергетики в России (Структура электроэнергетической отрасли)

Содержание:

ВВЕДЕНИЕ

Россия является четвертым энергетическим рынком в мире по объему производства и потребления электроэнергии после Китая, США и Индии. В 2017 году выработка электроэнергии в РФ составила 1049 млрд кВтч, за девять месяцев 2018 года – 769 млрд кВтч^[1].

По объему установленных мощностей Россия занимает пятое место, уступая кроме вышеназванных стран также Японии. По состоянию на конец третьего квартала 2018 года объем установленных мощностей в электроэнергетике России достиг 240 ГВт. Россия является нетто-экспортером электроэнергии и мощности. В 2017 году производство электроэнергии превысило потребление на 21,6 млрд кВт*ч.

Основными странами-импортерами российской электроэнергии являлись Финляндия (26% в структуре экспорта электроэнергии в натуральном выражении), Китай (15,3%), Беларусь (12,5%), Украина (12,5%) и Литва (10,3%)1. Электроэнергетика относится к базовым отраслям и имеет важнейшее межотраслевое значение, поскольку уровень и качество энергоснабжения определяют условия производственной деятельности и бытового обслуживания населения^[2]. Электроэнергетика входит в десятку отраслей с наибольшим вкладом в ВВП России. По данным Росстата, в 2017 году на ее долю пришлось 2,6% ВВП России. Благодаря реформам отрасли, проведенным в 2001-2011 годах, в России появился конкурентный оптовый рынок электроэнергии, что позволило привлечь частные инвестиции в создание и модернизацию генерирующих мощностей. Дальнейшие реформы, государственная поддержка отдельных сегментов и происходящие технологические изменения могут создать дополнительные точки роста, повысив инвестиционную привлекательность отрасли.

В связи с этим актуальность исследуемой темы не вызывает сомнения.

Целью работы является - рассмотреть особенности реформы электроэнергетики в России.

Для достижения данной цели в рамках данной работы, необходимо решение следующих задач:

1. Рассмотреть структуру электроэнергетической отрасли
2. Изучить этапы реформы электроэнергетики в России
3. Провести анализ результата реформы и ключевые проблемы электроэнергетики в России на современном этапе
4. Разработать нормативно – правовые пути решения проблем электроэнергетики в России

Объектом данной работы является рынок электроэнергетики в оссииВ России.

Предметом исследования работы является реформа электроэнергетики в России.

Информационная база: статьи периодической печати, учебная литература, материалы интернет сайтов.

В процессе выполнения работы использовались следующие методы исследования: монографический, экономико-статистический, диалектический, абстрактно-логический, синтеза и анализа, дедуктивный метод, индуктивный метод, сравнительный метод и др.

1. Теоретические основы и сущность реформы электроэнергетики в России

1.1. Структура электроэнергетической отрасли

В России действует схема функционирования электроэнергетической отрасли, в которой представлены следующие основные сегменты: генерация, передача и распределение, сбыт электроэнергии и ее непосредственное потребление^[3].

Рис. 1. Схема функционирования электроэнергетической отрасли

Генерирующие компании поставляют выработанную электроэнергию в сеть или напрямую крупным промышленным предприятиям.

Совокупная установленная мощность российских генерирующих компаний демонстрировала устойчивый рост в 2011-2016 годах, что обусловлено проведением государственных реформ в энергетической отрасли в 2001-2011 годах. Реформа была направлена на повышение конкуренции в отрасли и стабильности системы, а именно на увеличение резервов мощности и модернизацию оборудования, а также на привлечение инвестиций в российскую энергетику.

Рис. 2. Структура производства и установленных мощностей по типам электростанций за девять месяцев 2017 года

К основным задачам сетевых компаний относятся передача электроэнергии и технологическое присоединение новых потребителей. При этом сетевая компания является естественной монополией, и ее деятельность регулируется государством, что подразумевает не только установление тарифов на передачу электроэнергии, но и предоставление потребителям равноправного, недискриминационного доступа к услугам сетей.

Сбытовые компании приобретают электроэнергию у сетевых компаний и в дальнейшем осуществляют ее реализацию конечным потребителям, в том числе населению.

Сбыт электроэнергии конечным потребителям могут осуществлять следующие категории сбытовых компаний: гарантирующие поставщики, энергосбытовые организации, а также напрямую производители электрической энергии и мощности.

Энергосбытовые организации свободны в выборе потребителя, с которым они готовы заключить договор энергоснабжения.

Гарантией того, что конечный потребитель не окажется в ситуации, когда с ним отказались заключать договор все сбытовые организации, служит наличие в электроэнергетической системе гарантирующих поставщиков.

Гарантирующий поставщик - сбытовая компания, обязанная заключить с любым обратившимся к ней физическим или юридическим лицом, находящимся в зоне ее деятельности, договор предоставления электроэнергии. При этом заключаемые между гарантирующим поставщиком и потребителями договоры носят публичный характер, условия которых, включая порядок ценообразования, регламентируются Правительством Российской Федерации.

В 2016 году 75% потребленной электроэнергии в стране пришлось на долю промышленности, населения, транспорта и связи. Потери электроэнергии в сетях составили около 10% от общего объема потребления электроэнергии.

Региональные расхождения в объеме энергопотребления в России связаны с различиями в климатических условиях, в демографической ситуации и уровне развития промышленного производства в разных регионах страны.

Рис. 3. Региональные расхождения в объеме энергопотребления в России

Российская энергетическая система функционирует на основе взаимодействия технологической и коммерческой инфраструктуры, находящейся под государственным контролем, с одной стороны, и организаций, конкурирующих между собой в процессе производства и сбыта электроэнергии, - с другой.

Рис. 4. Схема регулирования рынка электроэнергии

Рынок электроэнергии и мощности в России представляет собой двухуровневую систему: оптовый и розничный рынки.

Участниками оптового рынка являются генерирующие компании, выступающие в качестве продавцов электроэнергии и мощности, а также покупатели - крупные промышленные предприятия, сбытовые компании и гарантирующие поставщики.

На розничном рынке продавцами являются сбытовые компании и гарантирующие поставщики, компании малой генерации и ВИЭ с установленной мощностью менее 25 МВт. К покупателям относится население, а также приравненные к нему категории потребителей и небольшие предприятия.

Электроэнергия и мощность продаются как два отдельных товара.

Мощность представляет собой товар, покупка которого дает участнику оптового рынка право требовать от продавца мощности поддержания в готовности генерирующего оборудования для выработки электроэнергии установленного качества в объеме, необходимом для удовлетворения потребности указанного участника в электроэнергии.

Существование рынка мощности позволяет избежать дефицита мощности в среднесрочной и долгосрочной перспективе, сформировать у собственников генерирующего оборудования обязательства по поддержанию мощностей в состоянии готовности к работе, а также возместить часть условно постоянных издержек при эксплуатации генерирующих объектов.

Согласно требованиям законодательства, все генерирующие станции установленной мощностью свыше 25 МВт осуществляют продажу электроэнергии на оптовый рынок электроэнергии и мощности. Станции мощностью до 25 МВт работают по выбору - на оптовом или на розничном рынке электроэнергии и мощности.

Электроэнергия и мощность реализуются по двум видам договоров:

• договор энергоснабжения, в рамках которого сбытовая компания обязуется не только продать потребителю электроэнергию, но и оказать услуги по передаче, для чего сбытовая компания заключает договор на передачу электроэнергии с сетевой компанией;
• договор купли-продажи электроэнергии и мощности, при котором потребители заключают с сетевой компанией прямой договор на оказание услуг по передаче электроэнергии и оплачивают ее отдельно по двум договорам - по договору купли- продажи электроэнергии со сбытовой компанией и по договору на услуги по передаче с сетевой компанией.

Ценообразование на рынках электроэнергии и мощности зависит от того, на каком рынке осуществляют деятельность поставщики и покупатели: на оптовом или розничном, а также от категории, к которой относится поставщик или покупатель. Основные рынки представлены в таблице выше.

1.2. Реформа электроэнергетики в России

В России реформа электроэнергетики началась гораздо позже, чем во многих других странах. Реформирование электроэнергетики осуществлялось довольно быстрыми темпами и оказалось наиболее радикальным по сравнению с зарубежными странами. Также электроэнергетика России оказалась первой отраслью национального хозяйства, где были произведены существенные изменения в сравнении с другими монополиями страны.

Проведению структурной реформы в электроэнергетике России, а также создание новых форм внутриотраслевых и межотраслевых экономических связей предшествовал переход России к рыночной экономике в совокупности с рядом определённых экономических обстоятельств.

Негативные тенденции в электроэнергетике России наметились ещё с 1980-х годов: при общеэкономическом спаде в стране эффективность работы разных секторов отрасли уменьшалась. При этом электроэнергетика все больше играла роль донора для других отраслей экономики. Это было обусловлено как макроэкономическими причинами, так и неплатежами потребителей электроэнергии. Следует отметить, что производственные мощности электроэнергетических компаний обновлялись медленнее, чем происходил рост потребление электроэнергии.

Одной из явных проблем электроэнергетики оказалось отсутствие стимулов к понижению производственных затрат компаниями отрасли, что стало следствием ценообразования на основе издержек. Это, в свою очередь, способствовало недостаточной прозрачности функционирования электроэнергетических компаний, а также невозможности точным образом определить необходимые ресурсы для поддержания и развития компаний. Удержание тарифов регулирующими органами (электроэнергия дорожала медленнее большинства других товаров) на фоне раздутых производственных издержек привело к тому, что перед началом реформы более половины компаний отрасли оказались убыточными. Кроме того, были недовольны потребители, требовавшие низких тарифов. Регулирующие органы, защищая потребителей, устанавливали низкие тарифы (цена на электроэнергию в России была ниже экономически обоснованной). Кроме того, снизилась рентабельность электроэнергетического сектора, вызванная износом мощностей и нуждающаяся в существенном объёме инвестиций. Увеличение объемов устаревшего оборудования электростанций стало превышать темпы его обновления и ввода новых мощностей. Для разрешения этой проблемы электроэнергетическому комплексу страны понадобились значительные инвестиции. Отсутствие внешних инвесторов оказалось следствием нерешённости проблем в электроэнергетике.

Таким образом, возникла явная необходимость в рыночных отношениях, то есть в организации конкуренции в сферах производства и сбыта электроэнергии, обеспечения свободы доступа на рынок, введения прозрачных и прогнозируемых правил работы рынка и прочее. Правлением РАО "ЕЭС России" и руководством энергосистем была разработана и предложена концепция реструктуризации отрасли для создания рыночных условий, в результате которых электроэнергетические компании стали более привлекательными для бизнеса и вложения инвестиций.

Суть данной реструктуризации сводилась к тому, что на базе АО-энерго должны были создаваться специализированные генерирующие, сетевые и сбытовые компании, являющиеся составными частями единой энергетической системы России.

Сам процесс реформирования электроэнергетической отрасли в России условно можно разделить на 2 этапа.

Данный этап начался в середине 90-х годов. Его результатом оказалось введение в отрасль новой системы хозяйственных отношений, отвечающих рыночной экономике.

Первый этап реформирования сохранил доминирующее влияние государства в отношении функционирования и развития отрасли. Данное влияние производилось с помощью различных имущественных механизмов. В частности, в виде владения государством контрольных пакетов акций электроэнергетических компаний. Также доминирующая роль государства заключалась и в всеобщем регулировании цен (тарифов) на оптовом и розничных рынках электроэнергии.

Первый этап реформирования электроэнергетики, осуществлявшийся в период с 1992 года по 1997 год в России, связан с попытками сформировать «классический рынок» электроэнергии с помощью принудительного распада единого электроэнергетического комплекса. При этом прогнозировалось, что механизм цен в либерализованной среде автоматически будет способствовать уменьшению тарифов на электрическую энергию.

Также начало проведения реформы вызвало уменьшение (примерно на 510 % ежегодно) объемов производства продукции, обладающей абсолютной ликвидностью. Параллельно с этим на протяжении первого этапа реформирования отрасли более чем на 60 % уменьшились капиталовложения в электроэнергетику, прекратилось развитие атомной и гидроэнергетики, оказалось заморожено строительство более 60 электростанций общей мощностью около 100 млн кВт, почти в 10 раз снизился ввод в эксплуатацию новых энергомощностей, что вызвало стремительное ухудшение возрастной структуры основных фондов отрасли. Рентабельность продукции электроэнергетики России стала постепенно уменьшаться с 25,5 % в 1994 г. до 12 % в 1998 г. В результате возник острейший кризис неплатежей. Обычными явлениями стали длительные отключения электричества в ряде регионов страны.²

Таким образом, усиленные нерациональной тарифной политикой недостатки действующей на тот момент организации электроснабжения привели к крайне неудовлетворительному финансовому положению электроэнергетических компаний и, как следствие, к их низкой инвестиционной привлекательности.

Сложившееся положение стимулировало новые реформы электроэнергетических компаний России (второй этап). Планируемые изменения должны были обеспечить рост эффективности работы отрасли, а также инвестиционной привлекательности бизнеса, создать все благоприятные условия для расширения масштабного инвестиционного процесса в электроэнергетики, потенциально необходимого в условиях развернувшегося экономического роста.

Противоречие среди интересов проявляется при функционировании оптового рынка, когда РАО «ЕЭС России», обладая собственными генерирующими мощностями, параллельно контролирует:

- процессы выборки генерирующих мощностей;

- производственно-технологическое управление оптовым рынком;

- процессы распределения нагрузки между всеми участниками этого рынка.

Второй этап реформирования электроэнергетической отрасли России, начался в 1998 года и был обусловлен отказом от всех попыток создать классический рынок электроэнергии. Его основой послужил указа Президента РФ «Об основных положениях структурной реформы в сферах естественных монополий» № 426 от 28 апреля 1997 г. В результате 1998 год была внедрена новая схема купли-продажи электрической энергии, представлявшая собой соперничество производителей за доступ к рынку. Также в 1998 году произошёл запуск линии Барнаул - Итат напряжением 500 кВ. Спустя год возобновилась параллельная работа ОЭС Сибири и Казахстана с Европейской частью России, также были подписаны договоры о синхронной работе с Грузией и Азербайджаном. Заключение подобного рода соглашения с Украиной и Литвой восстановило единое энергопространство на территории бывшего СССР.

Установившийся с 2000 года экономический рост в России вызвал также и рост энергопотребления. Спрос на электрическую энергию в России ежегодно повышался на 2—4%. В период с 2000 по 2007 год он увеличился на 15,7% — с 851,2 до 985,2 млрд кВт-ч.

Структура Системного оператора в настоящее время представляет собой работу 7-ми ОДУ, 50-ти РДУ и 15-ти региональных представительств.

Вместе с тем, с 2007 года в составе ОАО «СО ЕЭС» в качестве дочернего зависимого общества находится Научно-исследовательский институт по передаче электроэнергии постоянным током высокого напряжения (НИИПТ). Данный Институт основан в 1945 году и является многопрофильным электроэнергетическим научно-исследовательским центром, головной научной организацией отрасли в области развития системообразующей сети Единой энергетической системы России и межгосударственных электрических связей.

В конце декабря 2007 - начале январе 2008 года было закончено создание целевой структуры всех тепловых ОГК и ТГК, к своему завершению подошёл первый этап консолидации ОАО «РусГидро».

В результате реорганизации ОАО РАО «ЕЭС России» на основании решения внеочередного общего собрания акционеров от 26 октября 2007г. было создано Открытое акционерное общество «Холдинг МРСК». Уставный капитал при реорганизации был сформирован за счет добавочного капитала и нераспределенной прибыли прошлых лет ОАО РАО «ЕЭС России», переданных по разделительному балансу. Целью его создания было выделение компании, которой передавались принадлежащие ОАО РАО «ЕЭС России» акции всех межрегиональных распределительных сетевых компаний. Данная цель была обозначена в Концепции Стратегии ОАО РАО «ЕЭС России» «5+5», принятой Советом директоров ОАО РАО «ЕЭС России» 29 мая 2003г.

Новый холдинг, действовавший в секторе электроэнергетики РФ, объединил в своей структуре межрегиональные и региональные распределительные электросетевые компании (МРСК/РСК), научно-исследовательские и проектно-конструкторские институты, строительные и сбытовые компании. 97 филиалов МРСК/РСК были расположены на территории 69 субъектов Российской Федерации. В зоне ответственности компаний Холдинга МРСК эксплуатировались электрические сети десяти классов напряжения от 0,4 до 220 кВ. Общая протяженность сетей дочерних операционных компаний Холдинга МРСК превысила 2,1 млн. км. По протяженности линий электропередачи и количеству потребителей компания являлась одной из крупнейших электросетевых в мире.

В соответствии с директивой Правительства Российской Федерации от 8 мая 2012 г. № 2111п-П13 на основании договора от 10.07.2012 №1007 полномочия единоличного исполнительного органа ОАО «Холдинг МРСК»⁴ были переданы ОАО «ФСК ЕЭС». Данные действия были проведены в качестве обеспечения комплексного подхода к осуществлению технической политики и принципов управления электросетевым комплексом РФ, а также проведения единой инвестиционной, финансово-экономической и кадровой политики.

В качестве цели структурных изменений по слиянию магистральных и распределительных электрических сетей считается формирование единого центра ответственности перед акционерами за согласованную работу магистральных и распределительных сетей, организация работы по увеличению экономической эффективности инвестиционной деятельности, образование единых стандартов и показателей качества, рост операционной эффективности магистральных и распределительных сетевых компаний.

В настоящее время Федеральная сетевая компания имеет разветвленную инфраструктуру, составляющую основу экономики государства. Объекты электросетевого хозяйства находятся в 77 регионах РФ общей площадью более 15 млн кв. км. ФСК занимает лидирующее место в мире по протяженности линий электропередачи (более 139 тыс. км) и трансформаторной мощности (332,5 тыс. МВА) среди публичных электросетевых компаний. В компании задействованы более 24 тысяч человек. Также компания входит в перечень системообразующих организаций, имеющих стратегическое значение.

Одной из наиболее важных целей реформы оказалось создание благоприятных условий для привлечения в отрасль частных инвестиций. В ходе реализации программ IPO и продажи пакетов акций генерирующих, сбытовых и ремонтных компаний, принадлежавших ОАО РАО «ЕЭС России», эта задача была успешно решена. Созданные в процессе реорганизации акционерные общества стали более прозрачны и эффективны. В результате реформы произошло разделение финансового учёта производства и сбыта электрической энергии и образование дочерних сетевых компаний, в собственность которых

С 23 марта 2013 года Открытое акционерное общество «Российские сети» передавались сетевые активы (линии электропередачи и подстанции). Разделение финансовой деятельности привело к формированию условий для равного доступа к сетевой инфраструктуре. В сфере естественной монополии произошло усиление государственного контроля.

Таким образом, были созданы все условия для создания конкурентного рынка электроэнергии (мощности), цены которого в полной мере не регулируются государством, а формируются на основе спроса и предложения. Подобный механизм должен обеспечить электроэнергетическим компаниям финансовую стабильность в случае эффективной работы на оптовом и розничном рынках.

2. Анализ результата реформы и ключевые проблемы электроэнергетики в России на современном этапе

2.1. Результаты реформы в 2018 году

2018 год начался на подъёме – отрасль ждала запуска программы модернизации ТЭС, которая в общих чертах была одобрена президентом Владимиром ПУТИНЫМ ещё в конце 2017‑го. Детали программы вызывали острые споры, не столь однозначными казались и смежные темы, в том числе по локализации газовых турбин большой мощности и дальнейшим шагам по поддержке ВИЭ. В целом, несмотря на выборный год, участники рынка были настроены решительно. Но быстрого прорыва не произошло, в отрасли столкнулись интересы различных групп, прежде всего, тепловых генераторов, ВИЭ-генераторов и потребителей^[4].

Доработка программы модернизации отечественной теплоэнергетики растянулась почти на целый год. Первоначально планировалось, что нормативная база программы будет подготовлена к 1 мая, но срок неоднократно переносился: ответственный регулятор – НП «Совет рынка» – вынужден был сдвигать сроки проведения конкурентного отбора мощности (КОМ). На момент написания статьи публикация постановления правительства о запуске программы обновления мощностей ожидалась в конце 2018 года. Наиболее жаркие дискуссии вызвал размер доходности на вложенные в модернизацию инвестиции, которая, согласно проекту, должна быть учтена в плате за мощность модернизированных объектов. Генераторы настаивали на 14% доходности аналогично завершающейся программе строительства новых мощностей (в рамках договоров предоставления мощности – ДПМ ТЭС). По их мнению, в противном случае привлечь деньги на обновление будет крайне сложно. Заинтересованные в минимизации своих расходов потребители сделали акцент на достаточности 12‑процентной ставки. В итоге вопрос был вынесен на обсуждение руководства страны. По решению президента Владимира Путина, в течение первых трёх лет действия программы базовая доходность программы модернизации составит 14% (с привязкой к ставке ОФЗ), а затем может быть пересмотрена для проектов, которые будут выбираться по результатам специального ежегодного отбора.

Потребителям не удалось убедить регуляторов отказаться и от идеи проведения первого отбора «залпом». Возобладала точка зрения Минэнерго, утверждавшего, что единовременный выбор проектов для модернизации с вводами в 2022–2024 годах необходим для плавного старта программы, прежде всего, формирования заказов на оборудование. В итоге, «залповый» отбор на 2022–2024 годы намечен на начало 2019 года (ориентировочно – до 1 марта), а долгосрочный КОМ на 2022–2024 годы – к 1 мая. Существенно были скорректированы и «физические» параметры программы. Первоначально предполагалось, что суммарная модернизируемая мощность составит 41 ГВт с учётом квоты для неценовых зон (2 ГВт). 39 ГВт должны были быть распределены между генераторами в рамках конкурсных процедур: квота первого года (с вводами в 2022 году) должна была составить 3 ГВт, в последующие девять лет – по 4 ГВт^[5].

Кроме того, предполагалось, что квоту в 10% на самостоятельное расширение списка (сверх объёма конкурентного отбора проектов) получит правительственная комиссия по развитию электроэнергетики. Однако осенью стало известно, что объём квоты правкомиссии вырос до 15% и будет «вычитаться» из общей квоты, а не прибавляется к ней «сверху».

Таким образом, доля правкомиссии составит за весь период действия программы 5,85 ГВт, а на рыночных условиях между генераторами ценовых зон распределены 33,15 ГВт. Если основную программу модернизации, несмотря на более чем полугодовое опоздание, всё же уже можно считать согласованной, то механизм обновления электростанций в неценовых зонах ещё только предстоит разработать. Для запуска подпрограммы потребуются поправки в федеральное законодательство (в частности, в ФЗ-35 «Об электроэнергетике»). Её действие будет распространено на Дальний Восток и, вероятно, Архангельскую область и Республику Коми (ранее регуляторы обсуждали возможность присоединения двух последних регионов к ценовой зоне, но сейчас, по имеющейся информации, отказались от этой идеи).

Вторым по значимости после модернизации событием года в энергетическом секторе стала реформа электросетевых тарифов, предполагающая, в том числе, введение платы за сетевые резервы – неиспользуемые ЛЭП и подстанции, которые резервируются за потребителями.

По данным энергетиков, прирост сетевой мощности с 2011 по 2017 год составил более 74 МВт, тогда как в реальности потребители загружают из них лишь 7,6 МВт. Минэнерго много лет пыталось решить проблему неоплачиваемого резерва сетевых мощностей, но до практических шагов не доходило. Активное продвижение инициативы началось с назначением в мае текущего года профильным вице-премьером Дмитрия Козака, основная дискуссия пришлась на начало осени.

Первоначально проект Минэнерго предусматривал поэтапный рост ставок на резерв, который определяется как разница между максимальной присоединённой и реально потребляемой мощностью: начав с 10% от обоснованной ставки на содержание объёма резерва в 2020 году, к 2022 году он должен был увеличиться до 20%, в 2023 году – уже до 60%, с 2024 года предполагалось ввести 100% (оплата по максимальной мощности). Владельцев собственной генерации предполагалось обязать оплачивать передачу 20% от объёма выработки их электростанций, но не более максимальной присоединённой мощности, прописанной в договоре ТП. В ответ осенью в правительство поступило сразу несколько писем от крупнейших потребителей и ассоциаций, которые заявляли о предстоящих многомиллиардных убытках. Активнее других против нововведений выступали металлурги и нефтяники, однако их доводы не были признаны состоятельными. Более того, в процессе обсуждения нормы проекта ужесточились: потребители начнут платить за резерв уже в 2019 году – с 1 июля ставка составит 5% от объёма резерва.

После 2022 года рост цен на электроэнергию не должен превышать инфляцию, поручил правительству Владимир Путин. Для выполнения этого условия регуляторам необходимо учесть в будущих периодах финансовый эффект от всех долгосрочных программ. Модернизация позволит выполнить это поручение. Однако другие игроки рынка, прежде всего, ВИЭ-генераторы, настаивают на продолжении поддержки сектора за счёт средств энергорынка. И это не устраивает ни традиционных генераторов, ни потребителей.

В начале года альтернативщики озвучили чрезвычайно амбициозный план по строительству ещё 19,8 ГВт ВЭС и СЭС, что обошлось бы потребителям в 4,6 трлн рублей. В связи с фантастическим объёмом программа всерьёз даже не обсуждалась на рынке. Позднее представители ВИЭ-генераторов снизили аппетиты до 10 ГВт, но даже этот объём полностью не вписывается в инфляционные ограничения за горизонтом после 2022 года. Энергорынок пока готов добровольно «пожертвовать» «зелёным генераторам» лишь около 400 млрд рублей, условно образующихся у них в результате сдерживания цен на рынке «на сутки вперёд» по мере ввода ВИЭ-станций. Рассчитывать на то, что стороны самостоятельно найдут компромисс, не приходится. Решение, вероятно, будет приниматься чиновниками уже в будущем году с учётом позиции энергорынка и инфляционных ограничений. При этом эксперты в один голос указывают на необходимость усиления роли прямой господдержки, а также развития ВИЭ в неценовых зонах и в розничном сегменте, где они могут быть рентабельны в текущих условиях.

Важнейшим событием 2019 года должно стать принятие программы цифровизации сетевого комплекса. Концепция цифровизации электросетей стоимостью 1,3 трлн рублей была представлена «Россетями» на форуме в Сочи ещё в феврале 2018: холдинг заявил, что готов самостоятельно профинансировать 30% объёма, чуть более 800 млрд рублей компания рассчитывает занять на рынке.

Ключевым элементом цифровой сети должны стать «умные счётчики», превращающиеся из инструмента контроля в средство управления. Законопроект об интеллектуальных системах учёта (ИСУ), принятый Госдумой, в первом чтении должен был стать законодательной базой при проведении цифровизации. Весной власти торопили участников рынка с подачей замечаний к законопроекту, но его принятие застопорилось прежде всего из‑за разности в подходах к праву собственности на счётчики: владеть умными приборами хотели и сбытовые компании, и сетевики.

В результате власти нашли компромиссный вариант: счётчики в многоквартирных жилых домах отойдут в ведение гарантирующих поставщиков (ГП), сетевым компаниям достанутся приборы учёта прочих потребителей розничного рынка, в том числе товариществ собственников жилья. Но другой принципиальный вопрос – об источниках финансирования установки ИСУ – остался открытым. По оценкам отраслевых экспертов, замена примерно 50 млн счётчиков в России обойдётся в $5‑15 млрд. В Минэнерго говорят о двух основных путях финансирования: за счёт экономии средств, которая должна формироваться по мере перехода на ИСУ, и тарифной составляющей. Пока у регулятора нет решения, в каких долях будут распределены расходы по этим статьям.

2.2. Ключевые проблемы реформы электроэнергетики в России

Одна из ключевых проблем современной отечественной электроэнергетики - продолжающийся рост износа основного оборудования электрических сетей и станций. В частности, доля распределительных электрических сетей, выработавших свой нормативный срок, составляет около 50%. Семь процентов электрических сетей выработало 2 нормативных срока. Общий износ распределительных сетей достиг 70 процентов, магистральных сетей - 50 процентов, в то время, как износ электросетевых активов в промышленно развитых странах составляет 27-44 процента^[6]. Стареет и станционное оборудование.

Основные пути модернизации и развития отрасли регулируются утвержденными Энергетической стратегией на перспективу до 2030 года (пролонгирована до 2035 года), Стратегией развития электросетевого комплекса на период до 2030 года, федеральными законами и подзаконными актами. Анализ практической реализации программ развития электроэнергетики, разработанных в соответствии с этим Стратегиями, показывает, что из-за низкой достоверности информации о перспективах развития регионов, систематического завышения заявок потребителей на присоединенную мощность, а также по ряду других причин, в программы развития закладываются избыточные генерирующие и электросетевые мощности, которые после ввода в действие остаются невостребованными. В результате увеличиваются удельные составляющие затрат генерирующих и электросетевых компаний и составляющие тарифов на выработку и услуги по передаче электроэнергии, вводятся новые неэффективно используемые мощности и не выводятся из работы старые, требующие избыточных расходов на эксплуатацию и создающие реальные риски выхода их из строя. Сложившаяся ситуация усугубляется тем, что у участников электроэнергетического рынка практически отсутствует мотивация в повышении энергетической и экономической эффективности своей работы.

Отечественные приборостроительные и электротехнические предприятия в непростых экономических условиях смогли освоить и выпускать достаточно широкий спектр современной аппаратуры, которая могла бы быть востребована не только предприятиями и организациями отечественной электроэнергетики, но и способна конкурировать с известными зарубежными аналогами. Однако из-за отсутствия координации разработок нового оборудования со стороны Минэнерго России и головных электросетевых компаний - потенциальных заказчиков, имеет место неоправданное дублирование разработок, нестыковки в программном обеспечении автоматизированных систем управления и учёта электроэнергии^[7]. Многие перспективные разработки отечественной промышленности, малого и среднего бизнеса не пользуются спросом предприятий электроэнергетики из-за сравнительно высокой стоимости, отсутствия необходимых денежных средств, отсутствия необходимых нормативных документов и ряда других причин. Одна из таких причин, очевидно, состоит в том, что с середины 90-х годов прошлого века и до настоящего времени доминирующей остаётся уверенность многих руководителей отрасли, что рынок электроэнергии и конкуренция сами всё отрегулируют и лучшее само пробьет себе дорогу.

Опыт промышленно развитых стран с реально действующими рынками продукции и услуг показывает, что роль государства в создании коммерческих и технологических правил этих рынков, в отраслевой стратегии развития, в стандартизации деятельности субъектов рынка не только не уменьшается, а наоборот повышается. Кое-что в этом направлении уже делается и в России. В частности, важным шагом стало создание в конце 2014 года Технического комитета по стандартизации Госстандарта ТК 016 «Электроэнергетика»^[8].

Перед Техническим комитетом стоят важные задачи по актуализации действующих стандартов и правил, разработке новых с учётом современных требований к оборудованию электроэнергетики и новым технологиям.

Особенно необходимыми при этом должны быть: придание стандартам обязательного, а не рекомендательного статуса; привлечение к их разработке квалифицированных компетентных специалистов; выделение достаточного финансирования. Давно назрели разработка и утверждение с учётом современных требований новых Правил устройства электроустановок, Правил технической эксплуатации электрических сетей и станций, Правил пользования тепловой и электрической энергии, Правил коммерческого учёта тепловой и электрической энергии. Эти Правила так же как и стандарты должны быть обязательными для исполнения. Хочется надеяться, что Технический комитет ТК 016 займёт достойное место в государственной системе стандартизации для нужд электроэнергетики.

Большая работа была выполнена по созданию нормативной базы по энергосбережению и повышению энергетической эффективности в отрасли во исполнение соответствующего закона РФ, постановлений Правительства РФ, подзаконных нормативно-правовых актов. Проведены обязательные энергетические обследования энергетических предприятий и организаций, разработаны программы энергосбережения и повышения энергетической эффективности. Начаты работы по внедрению системы энергетического менеджмента. Важность этих работ определяется в частности, сравнительно высокими потерями электроэнергии в электрических сетях России. Так, по данным Минэнерго РФ в 2016г. они составили около 118 млрд.кВт.ч. или 11,42% от выработки электроэнергии. Это в 2-2,5 раза выше, чем в электрических сетях промышленно развитых стран. В некоторых отечественных электросетевых компаниях России потери доходят до 20-40 процентов от отпуска электроэнергии в сеть, т.е. до уровня потерь в сетях отдельных африканских стран^[9]. По укрупненным экспертным оценкам, потенциал снижения потерь электроэнергии в сетях России находится в пределах 20-30 млрд.кВт.ч. в год. Наличие такого потенциала обусловлено: повышенным физическим и моральным износом электросетевого оборудования; низким уровнем компенсации реактивной мощности в электрических сетях и у потребителей; неоптимальными режимами работы электросетей; высоким уровнем бездоговорного и безучётного потребления электроэнергии; погрешностями системы учёта; недостаточным уровнем взаимодействия (а часто противостоянием) электросетевых и энергосбытовых компаний и т.п.

Одной из причин повышенных технических потерь электроэнергии в электрических сетях является её низкое качество, не соответствующее в полной мере нормативам по целому ряду показателей. Снижение качества электроэнергии в узлах присоединения потребителей, сопровождающееся частичным или полным прекращением электроснабжения, провалами напряжения, потерями электроэнергии в сетях, отклонениями напряжения (5U), несоответствием коэффициента n-ой гармонической составляющей напряжения (KU(n)), суммарного коэффициента гармонических составляющих напряжения (KU), коэффициента несимметрии напряжений по обратной последовательности (K2U) влечет за собой значительный экономический ущерб, пока не поддающийся достоверной количественной оценке. Всё чаще отмечаются проблемы снижения качества электроэнергии из-за несимметрии и несинусоидальности токов в электрических сетях 0,4 кВ.

За последнее десятилетие введен в действие ряд важнейших документов по инновационному развитию и модернизации электроэнергетики.

И отечественный и зарубежный опыт показывают, что традиционный экстенсивный путь развития требует неоправданно высоких затрат и времени на реализацию и не учитывает реальных процессов, происходящих в России и в мире в целом. В частности, потребители всё активнее уходят с централизованного рынка электроэнергии, устанавливая у себя местные источники электроэнергии, которые могут не только обеспечивать электроэнергией самого потребителя, но и выдавать её избытки в сеть на продажу. Тем самым, они снижают свои затраты на оплату дорогой на рынке электроэнергии и повышают надёжность своего энергоснабжения. Такие распределённые по электрической сети энергоисточники (в том числе и возобновляемые источники электроэнергии) создают в этой сети встречные (часто не стабильные) потоки мощности и электроэнергии и требуют новых подходов к управлению режимами электрических сетей, к релейной защите и противоаварийной автоматике, к синхронной параллельной работе распределённых генераторов и энергосистем.

Одновременно с этим для обеспечения нормативов качества электроэнергии, в соответствии с ГОСТ 32144-2013 развиваются и уже выпускаются новые технические средства на основе силовой электроники: быстродействующие статические компенсирующие устройства (СТАТКОМы), управляемые шунтирующие реакторы, токоограничивающие реакторы, активные фильтро-компенсирующие и симметрирующие устройства, накопители электроэнергии различных конструкций и т.п. Широко внедряются в распределительных электрических сетях автоматизированные секционирующие устройства - реклоузеры, позволяющие существенно сократить длительность поиска и локализации аварийных режимов. Начато внедрение систем мониторинга технического состояния электрических сетей и их режимов.

Всё это создаёт предпосылки для практического начала работ по созданию электрических сетей нового технологического уклада - цифровых интеллектуальных электрических сетей и энергосистем, насыщенных средствами диагностики и контроля, средствами интеллектуального учёта электроэнергии и управления нагрузкой, средствами и системами управления режимами работы с учётом наличия распределённых источников мощности и электроэнергии, автоматизированного управления подстанциями, определения оптимальной очерёдности ремонтов оборудования^[10]. Правительством РФ согласована и утверждена дорожная карта «Энерджинет» Национальной технологической инициативы. Ведутся работы по этой карте. Очевидно, что цифровизация и интеллектуализация не решит всех проблем электросетевого комплекса, о которых пойдёт речь ниже. Тем не менее, осваивать и внедрять новые технологии управления необходимо уже сейчас, чтобы не отстать от промышленно развитых стран и, более того, успешно продавать конкурентоспособные российские технику и технологии на зарубежных рынках.

Следует заметить, что программы инновационного развития, создания интеллектуальной электроэнергетики уже в ближайшие годы потребуют качественных изменений в организации и функционировании отраслевых научных исследований и разработок, в подготовке инженерных кадров по новым специальностям, в повышении квалификации эксплуатационного и оперативного персонала. При этом необходимо учитывать, что на сегодняшний день доля импортного программного обеспечения в отраслевых автоматизированных системах управления составляет более 85%, а доля основного оборудования субъектов электроэнергетики более чем на 50% иностранного производства^[11]. Это существенно увеличивает затраты по сопровождению импортного программного обеспечения, эксплуатации и ремонту зарубежной техники, дискредитирует и блокирует отечественные научные исследования и разработки по многим направлениям, сдерживает технологическое развитие страны и создаёт большие риски по энергетической и национальной безопасности России. С этой точки зрения поставленная Правительством РФ задача импортозамещения для электроэнергетики приобретает особенно важное значение. Для её эффективного решения было бы необходимо в денежном выражении оценить риски убытков от использования иностранных техники и технологий и увеличить затраты на финансирование отечественной фундаментальной, отраслевой и ВУЗовской науки до не менее 5% от ВВП отрасли. Такое увеличение не только повысит безопасность и технологический престиж страны, создаст новые рабочие места, но уже сейчас обеспечит научно-технические заделы на многие годы вперёд.

Очень важно, чтобы импортозамещение не оказалось очередным лозунгом, как это часто бывает. Оно должно стать системной долговременной государственной задачей не только в оборонной сфере, но и в отраслях промышленности и в энергетике, в первую очередь, как в базовой отрасли экономики страны. При этом ясно, что импортозамещение не следует понимать в примитивном плане как замену всего чужого на всё своё. Должна быть золотая середина. Вся история России свидетельствует о том, что она была сильной только тогда, когда сильной была её экономика, техника и наука, когда она была максимально интегрирована в мировые научно-технические достижения и в мировую культуру.

2.3. Нормативно – правовые пути решения проблем электроэнергетики в России

Основное внимание должно быть уделено: совершенствованию и развитию электроэнергетики и её системы управления, основанных на новых инновационных принципах, в целях недискриминационного удовлетворения спроса отечественных потребителей на электрическую и тепловую энергию, обеспечения их надёжного и качественного энергоснабжения при минимизации тарифов на энергоресурсы; преодолению негативных последствий структурных реформ электроэнергетики. Для этого представляется целесообразным:

1. Создать Федеральный центр компетенций электроэнергетики и электрификации по управлению режимами, функционированием и развитием электрических сетей и станций России путем объединения ПАО «Россети» и системного оператора ЕЭС России с внесением соответствующих поправок в Федеральный закон РФ «Об электроэнергетике». Наделить этот центр правами принимать решения в рамках своих уставных полномочий, обязательные к исполнению всеми юридическими лицами, работающими в сфере электроэнергетики независимо от их организационного статуса и форм собственности;

2. Восстановить систему управления электроэнергетикой в границах субъектов РФ и деятельность АО-энерго, возложив на них ответственность за гарантированную поставку энергоресурсов, за обеспечение нормативов надёжности, качества и экономичности электроснабжения и теплоснабжения потребителей на территориях субъектов РФ. Вернуть в состав АО-энерго предприятия по техническому обслуживанию и ремонту оборудования, ремонту зданий и сооружений, наладочные организации или организовать их эффективное взаимодействие;

3. Осуществлять подбор руководителей отрасли, АО-энерго и энергопредприятий на основе их личного профессионального опыта и с учётом результатов их деятельности по обеспечению безаварийной и экономически эффективной работы руководимых ими энергокомпаний;

4. Сформировать в Минэнерго России централизованный фонд финансирования (с объемом не менее 3 -5% от ВВП отрасли) научных исследований по стратегии, перспективному планированию развития и оптимальному функционированию электроэнергетики. Утвердить порядок этого финансирования и контроля его эффективности;

5. Во исполнение утверждённой Указом Президента РФ от 01.12.2016 №642 Стратегии научно-технического развития РФ необходимо:

- Минэнерго, Минпромторгу, Министерству образования и науки России и Федеральному центру обеспечить взаимодействие и координацию работ по: организации в установленном порядке конкурсов по финансированию НИОКР, пилотных проектов по новой технике и технологиям в электроэнергетике, отраслях промышленности, отраслевой, ВУЗовской и фундаментальной науке; по разработке документов стратегического планирования в области научно-технологического развития электроэнергетики, науки и отраслей промышленности;

- в составе Минэнерго России, во взаимодействии с НТС ЕЭС, Российской академией наук, экспертным сообществом энергетиков России создать Совет по приоритетным направлениям научно-технологического развития электроэнергетики с полномочиями профессионального решения вопросов по бюджетному финансированию приоритетных НИОКР и проектов, руководствующимся в своей деятельности решениями Совета при Президенте РФ по науке и образованию;

- основными принципами конкурсных отборов приоритетных НИОКР и пилотных проектов для финансирования считать:

- переход от модели «распределителя бюджетных/внебюджетных средств» к модели «квалифицированного заказчика»;

- обязательность независимости и оплачиваемой квалифицированной экспертизы как заявок на выполнение работ, так и их результатов;

- отказ от формальных конкурсных процедур (по стоимости выполнения, по заранее оговоренным ТЗ и т.п.), приоритет компетентности и опыта предполагаемых исполнителей, коллектива исследователей и их руководителей;

- приоритет при конкурсном отборе исполнителей НИОКР и пилотных проектов членам консорциума ведущих отраслевых научно-исследовательских и проектных центров и институтов.

6. Возобновить разработку, утверждение, практическую реализацию и актуализацию пятилетних Схем развития магистральных (по энергообъединениям) и распределительных электрических сетей (по субъектам и районам электросетей). Актуализировать и утвердить современные требования к разработке таких схем. Основными из них должны быть требования: взаимной увязки схем развития электрических и тепловых сетей; достоверный учет развития экономики и промышленности субъектов и регионов РФ, программ энергосбережения и повышения энергетической эффективности.

7. Снять законодательный запрет с электросетевых компаний иметь на своем балансе электростанции распределённой генерации и ВИЭ, а также функции купли-продажи электроэнергии в случаях, когда энергосбытовые компании не справляются с этими функциями. Внести соответствующие правки в ФЗ «Об электроэнергетике».

8. Разработать и утвердить скорректированные Концепцию, Положения, Правила и необходимую нормативно-правовую базу единого розничного рынка электрической и тепловой энергии (мощности) с участием всех типов когенеративных энергоустановок и электростанций. Первоочередными при этом должны быть разработка и утверждение:

- Федерального Закона «Об электроснабжении»;

- Правил интеллектуального коммерческого учета на розничном рынке электрической и тепловой энергии (мощности);

- Порядка предоставления возможности ТЭЦ (не зависимо от их установленной мощности) поставлять электроэнергию и мощность как на оптовый, так и на розничный рынок;

- Положения об активном потребителе электроэнергии на розничном рынке электрической и тепловой энергии (мощности);

- Шкалы скидок и надбавок к тарифам на электроэнергию за выполнение нормативов компенсации реактивной мощности и качества электроэнергии.

9. Усовершенствовать систему нормирования затрат во всех видах энергетического бизнеса: на проектные, строительные, ремонтные работы и услуги по присоединению потребителей к электрическим и тепловым сетям; на оплату труда от рядовых сотрудников до топ-менеджеров энергокомпаний; на премирование персонала за результаты труда;

10. Установить налоговые льготы, уменьшить кредитные ставки для предприятий и организаций, выпускающих и внедряющих новую и энергосберегающую технику и технологии;

11. С целью повышения престижа инженерного труда в электроэнергетике, качества подготовки инженеров-энергетиков, соответствующих современным требованиям инновационного развития отрасли:

- обеспечить быстрейшую перестройку двухступенчатой «Болонской модели» высшего технического образования для нужд электроэнергетики с переходом от бакалавриата в магистратуру не только для научной и преподавательской работы, но и к инженерному образованию в зависимости от индивидуальных способностей и устремлений выпускников ВУЗов и потребностей производства, считая при этом, что инженер - это квалификация, а не должность;

- создать систему непрерывного повышения квалификации преподавателей в специально созданных для этого центрах обучения новой техники и технологий в электроэнергетике, а также систему стажировок преподавателей на передовых отечественных и зарубежных электроэнергетических предприятиях и ВУЗах;

- привлекать для проведения занятий со студентами ведущих специалистов из отраслевых научных, проектных и эксплуатационных организаций;

- обеспечить актуализацию и обновление учебных планов и программ, учебных и методических пособий, модернизацию издательской деятельности ВУЗов в соответствии с современными потребностями отечественной электроэнергетики, планами и программами её инновационного развития;

- переоснастить профильные кафедры ведущих технических ВУЗов страны современными учебно-лабораторными стендами, наглядными пособиями;

- повысить эффективность прохождения студентами старших курсов преддипломной практики на ведущих электроэнергетических предприятиях.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Российская отрасль электроэнергетики продолжает развиваться: растет потребление электроэнергии, происходит постепенное увеличение и обновление установленной мощности генерирующих компаний, а также повышение их рентабельности.

В то же время наблюдается сокращение инвестиций в отрасль на фоне снижения влияния такого стимула, как программа ДПМ. Инвестиционное развитие сдерживают также сохранение нерыночных механизмов ценообразования (в том числе перекрестного субсидирования), избыток тепловой мощности, вынужденная генерация, высокие потери тепловой энергии и проблема неплатежей.

Таким образом, чем дольше будут задерживаться конкретные системные решения повседневных и стратегических вопросов, тем глубже будут «болезни» отечественной электроэнергетики, тем тяжелее их будет лечить, тем дороже будет это лечение. Рецептов для лечения большое множество. Есть мнения о том, что нужно всё вернуть назад, пока всё не развалилось и сохранить хотя бы то, что есть.

Представляется важным ясное понимание необходимых и скорейших изменений в системе управления российской электроэнергетикой и решающей роли в этом управлении государства и активного участия в этом управлении высококвалифицированного персонала на всех уровнях, начиная от министра и заканчивая оператором турбины на станции и электромонтёром в сетях.

Современная модель электроэнергетики должна быть ориентирована на удовлетворение интересов не только бизнеса, но, в первую очередь, на потребителя услуг электроэнергетики, за которые он в конечном итоге платит свои заработанные деньги. Не будет потребителя - не будет и бизнеса, станет ненужной и электроэнергетика.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. Адамов Н.А., Кириллова А.А. Управление затратами в условиях финансового кризиса // Финансовая газета. - 2018. - № 48.
2. Альгина М.В., Синельников В. С., Авласенко Л.М. Процесс инновизации российской экономики: управление и эффективность // Российский экономический интернет-журнал. - 20189. - № 3.
3. Бартоломей П.И. Высшее энергетическое образование в России должно обеспечивать научно-технический прогресс //Электрические станции, 2017, №3. С.51-56.
4. Бартоломей П.И. Электроэнергетике России - новое инженерное образование//Электроэнергия. Передача и распределение. 2017, №1(28). С.6-11.
5. Братиков С. Тревога. Страну ожидает кадровый голод. // Завтра, 2017, №15(1219).
6. В плену блэкаутов. //Энерго. Информационно-аналитический журнал, 2017, №7-8. С 12-15.
7. Войко А. Страхование дебиторской задолженности в электроэнергетике // РИСК: Ресурсы, информация, снабжение, конкуренция. - 2017. - № 2. - С. 266-269.
8. Воротницкий В.Э. Энергосбережение и повышение энергетической эффективности в электрических сетях. -М.: «Интехэнерго-Издат», «Теплоэнергетик», 2016. - 336с.
9. Воротницкий В.Э., Дементьев Ю.А., Лазарев Г.Б., Шакарян Ю.Г. Организация комплексного процесса управления качеством электроэнергии - приоритетная задача энергетической стратегии развития России. //Электроэнергия. Передача и распределение, 2017, №4(43). С.40-52.
10. Глушко Т. Система сбалансированных показателей для электроэнергетических компаний, работающих по модели «Энергосервис» // РИСК: Ресурсы, информация, снабжение, конкуренция. - 2017. - № 3. - С. 192-197.
11. Запариванная И. Энергетику тормозят неплатежи. //Энергорынок. Профессиональный журнал. 2017, №6(141). С.14-17.
12. Коверникова Л.И., Тульский В.Н., Шамонов Р.Г. Качество электроэнергии в ЕЭС России. Текущие проблемы и необходимые решения // Электроэнергия. Передача и распределение, 2016, №2(35). С.40-51.
13. Кудрявый В.В. Откуда берутся высокие тарифы. //Электроэнергия. Передача и распределение, 2017, №5(20). С.16-17.
14. Кудрявый В.В. Системное разрушение системы. Надёжность электроснабжения в текущих реалиях. //Энергорынок. Профессиональный журнал, 2017, №7(132). С.14-23.
15. На потребителей надавят со всей мощностью. https://www.kommersant.ru/doc/3540607?from=doc mail
16. Положение ПАО «Россети» «О единой технической политике в электросетевом комплексе». Утв. Советом директоров ПАО «Россети» (протокол от 22.02.2017 №252).
17. Россия во тьме: почему происходят блэкауты. //gazeta.ru>business/2017/0/02/10815253=html.
18. Семенов В.Г. Отраслевая энергетическая наука. Электронный журнал «Энергосовет». 2017, №4. С.3-6.
19. Системный оператор Единой энергетической системы. - Режим доступа: http://so-ups.ru/
20. Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы. - Режим доступа: http://www.fsk-ees.ru/

1. Данные Системного оператора (годовой отчет о функционировании ЕЭС 2017). ↑

2. Электроэнергетика России: проблемы выбора модели развития, О.Г. Баркин, И.О. Волкова, И.С. Кожуховский, В.Г. Колесник, А.В. Косыгина, А.И. Лазебник, И.С. Сорокин, Е.Г. Ясин, 2017 год. ↑

3. Обзор электроэнергетической отрасли России, 2018. ↑

4. В плену блэкаутов. //Энерго. Информационно-аналитический журнал, 2017, №7-8. С 12-15. ↑

5. Семенов В.Г. Отраслевая энергетическая наука. Электронный журнал «Энергосовет». 2018, №4. С.3-6. ↑

6. Положение ПАО «Россети» «О единой технической политике в электросетевом комплексе». Утв. Советом директоров ПАО «Россети» (протокол от 22.02.2017 №252). ↑

7. Коверникова Л.И., Тульский В.Н., Шамонов Р.Г. Качество электроэнергии в ЕЭС России. Текущие проблемы и необходимые решения // Электроэнергия. Передача и распределение, 2017, №2(35). С.40-51. ↑

8. В плену блэкаутов. //Энерго. Информационно-аналитический журнал, 2017, №7-8. С 12-15. ↑

9. Воротницкий В.Э. Энергосбережение и повышение энергетической эффективности в электрических сетях. -М.: «Интехэнерго-Издат», «Теплоэнергетик», 2016. – С. 36. ↑

10. Бартоломей П.И. Высшее энергетическое образование в России должно обеспечивать научно-технический прогресс //Электрические станции, 2016, №3. С.51-56. ↑

11. Запариванная И. Энергетику тормозят неплатежи. //Энергорынок. Профессиональный журнал. 2016, №6(141). С.14-17. ↑