CC BY
24
политические, социологические и экономические науки Формализация механизма ценообразования
оригинальная статья
Формализация механизма ценообразования на электроэнергию для прочих потребителей розничного рынка
Ященко Александр Васильевич
АО «Барнаульская горэлектросеть», Россия, г. Барнаул alex@bges.ru
Поступила в редакцию 27.10.2021. Принята после рецензирования 26.11.2021. Принята в печать 17.01.2022.
Аннотация: Рассматривается сложная и достаточно уникальная проблема ценообразования на оптовом и розничном рынках электроэнергии и мощности. Анализ взаимодействия электроэнергетической отрасли с экономикой показал, что после трансформационных преобразований возник некий конгломерат рынка, плановой экономики и экономики либерального раздатка. Реформаторы действовали под лозунгом ухода от монополизма, который, по их мнению, мешал экономическому развитию. Ложность этого посыла подтверждается всей постреформационной практикой: в отрасли за счет частных инвестиций ничего существенного не построено; цены и тарифы на электроэнергию и мощность постоянно растут; энергокомпании преимущественно зарегистрированы как акционерные общества закрытого типа, что противоречит идее их инвестиционной привлекательности. Потребителя от генерирующей компании (фактического поставщика) отделяет большое количество частных инфраструктурных компаний, которые лишают контрагентов функций определения условий и цены сделки, что противоречит всем канонам рыночной экономики. При этом все пространство поставки электроэнергии делится на ценовые категории. Формально потребитель сам выбирает ценовую категорию, однако этот выбор опосредован многочисленными правилами, ограничениями и условиями. Для более четкого и прозрачного понимания механизма ценообразования осуществлена попытка сформировать модель расчета цены за электроэнергию с формализованным алгоритмом действий при составлении договора купли-продажи.
Ключевые слова: оптовый рынок, розничный рынок, ценовая категория, одноставочный тариф, двухставочный тариф, средневзвешенная нерегулируемая цена, предельная цена
Цитирование: Ященко А. В. Формализация механизма ценообразования на электроэнергию для прочих потребителей розничного рынка. Вестник Кемеровского государственного университета. Серия: Политические, социологические и экономические науки. 2022. Т. 7. № 1. С. 125-132. https://doi.org/10.21603/2500-3372-2022-7-1-125-132
original article
Formalization of the Electricity Pricing Mechanism for Other Consumers of the Retail Market
Aleksandr V. Yashchenko
JSC Barnaul City Electric Supply Company, Russia, Barnaul alex@bges.ru
Received 27 Oct 2021. Accepted after peer review 26 Nov 2021. Accepted for publication 17 Jan 2022.
Abstract: This article deals with a complex and rather unique problem of pricing in the wholesale and retail electricity and capacity markets. The interaction of the electric power industry with the economy resulted in a market conglomerate of planned economy and liberal distribution. The reformers tried to avoid monopoly, which allegedly hindered the market
development. The entire post-reform practice proves that private investments are ineffective, prices and tariffs for electricity ш
and capacity keep growing, and energy companies are registered as closed joint-stock companies, which decreases their о
investment attractiveness. Too many private infrastructure companies stand between the consumer and the electricity M
supplier. These companies deprive the counterparties of their right to determine the terms and price of the transaction, which е
contradicts the concept of the market economy. The entire market space of electricity supply is divided into the so-called £ price categories. Formally, the consumer chooses the price category, but this choice depends on numerous rules, restrictions,
and conditions. The article introduces an electricity price calculation model that can be used to make up sales contracts and у
provides a more transparent understanding of the pricing mechanism. s
© 2022. Автор(ы). &атья распространяется на условиях CC BY 4.0 International License 125
Формализация механизма ценообразования
ПОЛИТИЧЕСКИЕ, СОЦИОЛОГИЧЕСКИЕ И ЭКОНОМИЧЕСКИЕ НАУКИ
Keywords: wholesale market, retail market, price category, one-part tariff, two-part tariff, weighted average unregulated price, marginal price
Citation: Yashchenko A. V. Formalization of the Electricity Pricing Mechanism for Other Consumers of the Retail Market. Vestnik Kemerovskogo gosudarstvennogo universiteta. Seriia: Politicheskie, sotsiologicheskie i ekonomicheskie nauki, 2022, 7(1): 125-132. (In Russ.) https://doi.org/10.21603/2500-3372-2022-7-1-125-132
Введение
Как справедливо считает О. Э. Бессонова, либеральный раздаток - это антипод рыночной экономики, базирующийся на механизме сдач-раздач, а не на механизме купли-продажи [1; 2]. Итоги реформирования плановой экономики СССР она называет квазирынком: «Внешне присутствуют все атрибуты рыночного хозяйства: частная собственность, отношения купли-продажи, свободное ценообразование. Однако сохраняется латентное раздаточное содержание: частные компании и фирмы в массе своей не вырабатывают рыночно-ориентированные стратегии, а ведут борьбу за государственный ресурс» [2, с. 34]. Анализируя трансформационные процессы России, многие исследователи отмечают их нерыночный характер [3-8]. Принципы организации и управление заимствуются из рыночной экономики, но затем адаптируются под институциональную среду, сложившуюся в государстве. Это относится и к реформам в электроэнергетике. Разрушение естественной, эволюционно сложившейся организации взаимодействия электроэнергии и экономики, к которой мы относим весь хозяйственный комплекс (предприятия, организации, домохозяйства, физические лица), под лозунгом рыночного реформирования не дало ожидаемого результата [9-11]. Попытка искусственно создать рыночных агентов электроэнергетики, разорвав технологически связанные производственные подсистемы, и заставить их конкурировать фактически провалилась.
Причины такого провала подробно описаны в работах Г. П. Кутового [12; 13]. Во-первых, это невозможность создать автономных агентов с конечным набором однотипных товаров или услуг. Например, выделим генерацию, определим некоторое множество генерирующих компаний, но тогда каждая генерирующая компания должна иметь свои сети для доставки товара потребителю. При наличии нескольких десятков генерирующих компаний и сотен тысяч потребителей в региональном разрезе сетями будет опутано все географическое пространство. Количество режимов, правил, особенностей потребления и прочих условий будет бесконечно много, такой рынок будет просто неуправляемым. С учетом этого реформаторы стали действовать методом реагирования и исправления ошибок. Создаются оптовый рынок
электроэнергии и мощности (ОРЭМ), розничный рынок со своими правилами, хитроумные механизмы ценообразования и различные регулирующие структуры. Реформаторы стремились создать некий рынок электроэнергетики, основанный, на первый взгляд, на корпоративных принципах (собственники активов, дивиденды), но технологически и организационно-экономически близкий к той модели, от которой была сделана попытка уйти.
Во-вторых, двойственность отрасли электроэнергетики при взаимодействии с экономикой. По нашему мнению, электроэнергетика является как самостоятельным видом экономической деятельности, так и инфраструктурной отраслью [14], что отличается от позиции ряда авторов, которые относят ее исключительно к инфраструктурной отрасли1.
В-третьих, электроэнергетика по ее роли и значению в национальной экономике, а также по способу организации относится к естественной монополии. Ее деятельность, исходя из системных принципов, должна быть основана на определенной целостности структурной организации и учете особенностей технологии. Оценивая аргументацию реформирования ОАО РАО «ЕЭС России», можно сделать вывод, что она явилась спекулятивным прикрытием желания ряда физических лиц присвоить активы электроэнергетических компаний и получить доступ к эффективным финансовым потокам. Такое спекулятивное прикрытие явилось следствием проявления институциональных факторов [15-18] трансформационных преобразований.
Методы и материалы
Одним из негативных итогов реформ электроэнергетики стал предложенный реформаторами весьма сложный механизм ценообразования как на оптовом, так и на розничных рынках, характеризующийся многими правилами, процедурами, условиями и ограничениями. Анализ предметной области показал, что на оптовых рынках цена и поставщик, которому должен платить покупатель (обычно это посредник - гарантирующий поставщик (ГП) или сетевая компания), определяются инфраструктурной компанией - администратором торговой системы, посредником. Для розничных рынков не существует
1 Яркин Е. В., Долматов И. А., Панова М. А., Сасим С. В., Бржезянский С. Э., Нахимовская Е. М., Маскаев И. В., Гасс Т. А., Кечин С. А., Соболенко Е. Д., Аидын-оглы Аллахвердиев А., Войткова Ж. В. Тарифная политика в Российской Федерации в отраслях коммунальной сферы: приоритеты, проблемы, перспектива: докл. к XXI Апр. Междунар. науч. конф. по проблемам развития экономики и общества. М.: Изд. дом Высшей школы экономики, 2020. 174 с.
политические, социологические и экономические науки Формализация механизма ценообразования
четких процедур и формализованных методов определения нерегулируемой цены на электроэнергию в звеньях поставок ГП - конечный потребитель [1-4]. Здесь уже сами участники поставки определяют цену при помощи достаточно сложных и неоднозначных процедур. Поэтому в статье предпринята попытка формализации механизма ценообразования посредством представления его в виде системы математических соотношений и процедур, дающих четкий ответ на вопрос, как определять цену поставки электроэнергии для соответствующего договора между ГП и потребителем.
На розничном рынке электроэнергии действуют шесть ценовых категорий (ЦК) в соответствии с Постановлением Правительства РФ от 4 мая 2012 г. № 4422.
В целом эти ЦК разделяются на:
• интегральные, применяются к объемам потребления электрической энергии за определенный период времени - сутки, месяц и т. д. (рассчитываются только по одной ставке);
• интервальные, применяются к почасовым объемам электрической энергии, когда каждому часу назначается индивидуальная цена (рассчитываются по двум и более ставкам)3.
Первую и вторую ЦК (ЦК1, ЦК2) относят к интегральным, а с третьей по шестую (ЦК3, ЦК4, ЦК5, ЦК6) -к интервальным.
По действующим правилам оптимальную ЦК из этих шести на один год могут выбрать так называемые прочие потребители (не население или приравненные к ним лица, на которых распространяется регулирование тарифа региональными правительствами), т. е. фактически юридические лица.
Все те же правила делят потребителей на две основные группы:
1) работающих с максимальной мощностью более 670 кВт;
2) работающих с мощностью, не превышающей 670 кВт.
С 1 июля 2013 г. потребителям, чья максимальная
мощность превышает 670 кВт, запрещается использовать интегральные ЦК: расчет цен на поставку для них осуществляется в рамках интервальных ЦК. Потребители, работающие с мощностью не выше 670 кВт, при заключении договора поставки могут выбирать любую из шести ЦК.
Интервальные ЦК делятся по видам и процедурам определения цен:
• без планирования почасового потребления (ЦК3 и ЦК4);
• требующие планирования почасового потребления (ЦК5 и ЦК6);
• рассчитываемые по одноставочному тарифу (ЦК3 и ЦК5);
• рассчитываемые по двухставочному тарифу (ЦК4 и ЦК6)4.
Процедуры определения тарифа на электроэнергию для каждой из шести ЦК регламентирует Постановление Правительства РФ от 29.12.2011 № 11795 на основании следующих правил.
Расчет тарифа для ЦК1
Тариф для ЦК1, являющийся основой договора купли-продажи электроэнергии для потребителей, определяется по формуле:
ЦПН1 = ЦСН1 + ЦСЕТ + ЦИП + ЦСШ (1)
где ЦПн1 - предельный уровень нерегулируемых цен на электроэнергию для ЦК1 (руб./МВт-ч);
ЦСН1 - средневзвешенная нерегулируемая цена на электроэнергию, покупаемую на ОРЭМ (руб./МВт-ч). Алгоритм определения данной величины приведен ниже;
ЦСЕТ - дифференцированный по уровням напряжения одноставочный тариф на услуги по передаче электрической энергии с учетом стоимости нормативных технологических потерь электрической энергии в электрических сетях (руб./МВт-ч). Одноставочный тариф разделен по величине напряжения на четыре ступени: высокое напряжение (ВН) - 110 кВ и выше; среднее первое напряжение (СН1) - 35 кВ; среднее второе напряжение (СН11) - от 1 до 20 кВ; низкое напряжение (НН) -ниже 1 кВ. Для Алтайского края данные тарифы на период с 1 января 2021 г. по 31 декабря 2021 г. содержатся в таблице 1 приложения к Решению Управления Алтайского края по государственному регулированию цен и тарифов от 29 декабря 2020 г. № 556 (Решение)6;
ЦИП - инфраструктурные платежи: оплата услуг АО «Центр финансовых расчетов», АО «Администратор торговой системы оптового рынка электроэнергии», АО «Системный оператор Единой энергетической системы» (руб./МВт-ч). Тарифы на инфраструктурные услуги
2 О функционировании розничных рынков электрической энергии, полном и (или) частичном ограничении режима потребления электрической энергии. Постановление Правительства РФ от 04.05.2012 № 442. СПС КонсультантПлюс. Э
к
3 Выбор ценовой категории электроэнергии. Киловатт-Эксперт. Режим доступа: http://kwexpert.ru/services/cost-of-ownership-electro-economy/ н minimization-of-the-cost/vybor-tsenovoy-kategorii-elektroenergii.php (дата обращения: 27.03.2021). м
4 Там же. ч
5 Об определении и применении гарантирующими поставщиками нерегулируемых цен на электрическую энергию (мощность). Постановление Пра- к вительства РФ от 29.12.2011 № 1179. СПС КонсультантПлюс. е
6 О внесении изменений в решение управления Алтайского края по государственному регулированию цен и тарифов от 27.12.2019 № 589. Решение н Управления Алтайского края по государственному регулированию цен и тарифов от 29.12.2020 № 556. Официальный интернет-портал правовой инфор- к мации. Режим доступа: http://publication.pravo.gov.ru/Document/View/2201202012300010?index=0&rangeSize=10 (дата обращения: 08.09.2021). и
политические, социологические и экономические науки Формализация механизма ценообразования
устройствами по зонам суток. Тогда получается, что выражение (1) используется для каждой строки таблицы, т. е. для строк «Ночь», «Полупик», «Пик».
Расчет тарифа для ЦК3
В данном случае тариф определяется как для поставляемой электроэнергии (6), так и для поставляемой мощности (7):
ЦПН3 — ЦСН3 + ЦСЕТ +ЦИП + ЦСН; ЦПНМ3 — ЦСНМ
(6) (7)
где ЦПН3 - ставка за электрическую энергию предельного уровня нерегулируемых цен для ЦК3, в рамках которой ставка за электрическую энергию нерегулируемой цены применяется к фактически поставленному потребителю (покупателю) (руб./МВт-ч);
ЦСН3 - дифференцированная по часам расчетного периода нерегулируемая цена на электрическую энергию на оптовом рынке, определяемая по результатам конкурентных отборов на сутки вперед (руб./МВт-ч);
Цсет, ЦИП, ЦСН - пояснены ранее при расчете тарифа для ЦК1.
Все обозначенные величины определяются посредством процедуры, описанной для ЦК1.
ЦПНмз - ставка за мощность предельного уровня нерегулируемых цен для ЦК3, определяемая ГП в отношении поставляемого потребителю (покупателю) объема мощности (руб./МВт);
ЦСНМ - пояснена ранее при расчете тарифа для ЦК1 (руб./МВт).
Таким образом, ЦК3 применяется для расчета цен на электроэнергию, по которой в текущем периоде производился почасовой учет, но без почасового планирования.
Расчет тарифа для ЦК4
В целом порядок определения тарифа для ЦК4 аналогичен расчету тарифа для ЦК3. Отличие в том, что на передачу электроэнергии используется двухставочный тариф: отдельные тарифы на стоимость оплаты технологических потерь электроэнергии в электрических сетях и на содержание электрических сетей:
ЦПН4 — ЦСН4 + ЦСТП +ЦИП + ЦСН (8)
ЦПНМ4 — ЦСНМ (9)
ЦПС4 — ЦСТС, (10)
где ЦПН4 аналогичен ЦПН1; ЦСН4, соответственно, ЦСН1; ЦИП, ЦСН - пояснены ранее при расчете тарифа для ЦК1. Все обозначенные величины определяются посредством процедуры, описанной для ЦК1;
ЦСТП - дифференцированная по уровням напряжения ставка для определения расходов на оплату нормативных технологических потерь электрической энергии в электрических сетях тарифа на услуги по передаче электрической энергии (руб./МВт).
ЦПНм4, ЦСНм - пояснены ранее при расчете тарифа для ЦК3 (руб./МВт).
ЦПС4 - предельный уровень стоимости содержания сети (руб./МВт);
ЦСТС - дифференцированная по уровням напряжения ставка, отражающая удельную величину расходов на содержание электрических сетей, тарифа на услуги по передаче электрической энергии, установленного органом исполнительной власти субъекта Российской Федерации в области государственного регулирования тарифов (руб./МВт).
Тарифы ЦСТП, ЦСТС на период с 1 января 2021 г. по 31 декабря 2021 г. для Алтайского края опубликованы в таблице 1 приложения к Решению.
Расчет тарифа для ЦК5
Тариф для ЦК5 рассчитывается не как действующий, а как планируемый для потребителя, аналогично механизму расчета для ЦК3:
ЦПН5 — ЦСРСВ + ЦСЕТ + ЦИП + ЦСН; (1 1)
ЦПНП5 — ЦСВОПЧ; (12)
ЦПНС5 — ЦСВОСЧ; (13)
Цпс5 — Цстс; (14)
ЦпНН5 — |Ц РСВНБ|; (15)
ЦпБР5 — |Ц брнб|; (16)
ЦПНМ5 — |ЦСНМ1, (17)
где Цпн5, Цпнп5, Цпнс5, Цпнн5, Цпбр5 - ставки за электрическую энергию предельного уровня нерегулируемых цен для ЦК5 (руб./МВт-ч); Цсрсв, Цсвопч, Цсвосч - дифференцированные по часам расчетного периода нерегулируемые цены на электроэнергию на оптовом рынке, определяемые коммерческим оператором оптового рынка по результатам конкурентного отбора заявок (руб./ МВт-ч); Ц СЕТ ЦИП ЦСН - пояснены ранее при расчете тарифа для ЦК1; ЦПНМ5, ЦСНМ - пояснены ранее при расчете тарифа для ЦК3 (руб./МВт); Ц стс - пояснена ранее при расчете тарифа для ЦК4 (руб./МВт).
ЦПН5 - ставка применяется к фактически поставленному потребителю (покупателю) (руб./МВт-ч);
ЦСРСВ - цена, определяемая на сутки вперед (руб./ МВт-ч);
ЦПНП5 - ставка применяется к величине превышения фактического почасового объема покупки электроэнергии над соответствующим плановым почасовым объемом потребителя (покупателя) (руб./МВт-ч);
ЦСВОПЧ - цена, определяемая для балансирования системы в отношении объема превышения фактического потребления над плановым потреблением (руб./МВт-ч);
ЦПНС5 - ставка применяется к величине превышения планового почасового объема покупки электроэнергии над соответствующим фактическим почасовым объемом потребителя (покупателя) (руб./МВт-ч);
Формализация механизма ценообразования политические, социологические и экономические науки
ЦСВоСч - цена, определяемая для балансирования системы в отношении объема превышения планового потребления над фактическим потреблением (руб./МВт-ч);
ЦПС5 - предельный уровень стоимости содержания сети;
ЦПНН5 - ставка применяется к сумме плановых почасовых объемов покупки электроэнергии потребителем (покупателем) по нерегулируемой цене за расчетный период, определяется ГП (руб./МВт-ч). Если ЦРСВНБ ^ 0, ставка применяется в сторону увеличения суммарной стоимости электроэнергии (мощности), приобретенной потребителем (покупателем) по нерегулируемым ценам; если ЦРСВНБ < 0, - в сторону уменьшения;
ЦРСВНБ - отнесенная к единице электроэнергии абсолютная величина разницы предварительных требований и обязательств, рассчитанных на оптовом рынке по результатам конкурентного отбора ценовых заявок на сутки вперед, определенная коммерческим оператором оптового рынка (руб./МВт-ч);
ЦПБР5 - ставка применяется к сумме абсолютных значений разностей фактических и плановых почасовых объемов покупки электроэнергии потребителем (покупателем) по нерегулируемой цене за расчетный период, определяется ГП (руб./МВт-ч). Если ЦБРНЕБАЛАНС ^ 0, ставка применяется в сторону увеличения суммарной стоимости электрической энергии (мощности), приобретенной потребителем (покупателем) по нерегулируемым ценам. Если ЦБРНЕБАЛАНС < 0, - в сторону уменьшения;
ЦБРНБ - приходящаяся на единицу электрической энергии величина разницы предварительных требований и обязательств, рассчитанных на оптовом рынке по результатам конкурентного отбора заявок для балансирования системы, определяемая коммерческим оператором оптового рынка (руб./МВт-ч);
Информация о ЦСРСВ, ЦСВОПЧ, ЦСВОСЧ, ЦРСВНБ, ЦБРНБ, ЦСНМ
публикуется на официальном сайте АО «Администратор торговой системы оптового рынка электроэнергии»13.
Расчет тарифа для ЦК6
Процедура определения тарифа для ЦК6 аналогична расчету тарифа для ЦК4 (тариф является двухставочным), но учитывает то, что тариф на поставляемую электроэнергию является не постоянной, а планируемой для потребителя величиной:
ЦПН6 = ЦСРСВ + ЦСЕТ +ЦИП +ЦСН; (18)
ЦПНП6 = ЦСВОПЧ; (19)
ЦПНС6 = ЦСВОСЧ; (20)
ЦПС6 = ЦСТС; (21)
ЦПНН6 = |црсвнб|; (22)
ЦПБР6 = |ЦБРНБ|; (23)
ЦПНМ6 = |ЦСНМ1, (24)
Все приведенные величины в формулах (18)-(24) пояснены ранее при описании соотношений ЦК1-ЦК5.
При выборе ЦК необходимо учитывать, что категория определяется по группе точек поставки в рамках границ балансовой принадлежности энергопринимающего устройства потребителя (совокупности энергопринима-ющих устройств потребителя) [15].
Результаты
Свобода в выборе вариантов для потребителей - это лишь иллюзия. Предполагается: цену на поставку выбирает потребитель; потребители (особенно использующие напряжение более 670 кВт) могут снижать цены только посредством изменения режимов потребления, в том числе с опорой на собственную генерацию. Для этого следует:
1) производить расчеты в целях определения оптимальных режимов потребления электроэнергии; выбирать ЦК; контролировать расчеты ГП для потребителей, чья максимальная мощность менее 670 кВт. Для ЦК2-ЦК6 обязательно применение этих условий потребителям с максимальной мощностью свыше 670 кВт;
2) производить почасовой технический учет; осуществлять постоянный мониторинг и регулирование объема фактического потребления электричества в условно «дорогие» и «дешевые» часы суток, не переплачивая за электроэнергию при плохой координации поставок и за резервируемую мощность при ошибке объема резервирования;
3) внедрять полный документооборот энергосбытовой организации, включая учет величины заявленной мощности - раз в год, а также почасового движения электроэнергии - ежедневно или раз в месяц. Здесь необходимо учитывать условия договора и выбранную на очередной месяц ЦК, если потребитель ежемесячно будет осуществлять перерасход заявленных объемов.
Все эти мероприятия необходимы для снижения неоправданных переплат за электроэнергию.
Заключение
В настоящей статье удалось решить поставленную задачу формализации достаточно сложных и алгоритмически не заданных процедур формирования цен на электроэнергию и мощность, существующих в практике взаимодействия поставщиков и потребителей на розничном рынке. Сложность расчета цен усугубляется размытостью предметной области: шесть ЦК, две группы потребителей по уровню напряжения, способы учета, виды тарифов и т.д. Все эти правила и ограничения удалось скомпоновать в работающую модель расчета цены за электроэнергию для заключения договора поставки между ГП и потребителем
1 Составляющие предельных уровней нерегулируемых цен...
политические, социологические и экономические науки Формализация механизма ценообразования
в рамках нерегулируемых цен. Показан алгоритм расчета Конфликт интересов: Автор заявил об отсутствии потен-
в единстве с процедурами поиска необходимой исходной циальных конфликтов интересов в отношении исследова-
информации, т. е. порядок обращения к сайтам, содержа- ния, авторства и / или публикации данной статьи.
щим данную информацию. На наш взгляд данная модель Conflict of interests: The author declared no potential
уникальна, поскольку она не описана в такой концепту- conflict of interests regarding the research, authorship, and /
альной постановке в литературных источниках. or publication of this article.
Литература / References
1. Бессонова О. Э. Институциональная дилемма современной России. Экономическая наука современной России. 2018. № 4. С. 23-36.
Bessonova O. E. Institutional dilemma of modern Russia. Economics of Contemporary Russia, 2018, (4): 23-36. (In Russ.)
2. Бессонова О. Э. Институциональная модель российской экономики: ретроспектива и современный вектор развития. Экономическая наука современной России. 2008. № 4. С. 28-41.
Bessonova O. E. Institutional model of the Russian economy: retrospective and modern vector of development. Economics of Contemporary Russia, 2008, (4): 28-41. (In Russ.)
3. Клейнер Г. Б. Институциональные аспекты реформирования промышленных предприятий. Проблемы теории и практики управления. 2002. № 4. С. 24-30.
Kleiner G. B. Institutional aspects of reforming industrial enterprises. Problemy teorii i praktiki upravleniia, 2002, (4): 24-30. (In Russ.)
4. Стиглиц Дж. Ю. Quis custodiet ipsos custodes? Неудачи корпоративного управления при переходе к рынку. Экономическая наука современной России. 2001. № 4. С. 108-146.
Stiglitz J. E. Quis custodiet ipsos custodes? Corporate governance failures in the transition. Economics of Contemporary Russia, 2001, (4): 108-146. (In Russ.)
5. Кудров В. М. Экономика России: сущность и видимость. Мировая экономика и международные отношения. 2009. № 2. С. 39-48. https://doi.org/10.20542/0131-2227-2009-2-39-48
Kudrov V. M. Economy of Russia: essence and appearance. Mirovaya ekonomika i mezhdunarodnye otnosheniya, 2009, (2): 39-48. (In Russ.) https://doi.org/10.20542/0131-2227-2009-2-39-48
6. Глазьев С. Ю. О задачах структурной политики в условиях глобальных технологических сдвигов. Часть 1. Экономическая наука современной России. 2007. № 3. С. 49-61.
Glazyev S. Yu. Structural policy in the context of global technological shifts. Part 1. Economics of Contemporary Russia, 2007, (3): 49-61. (In Russ.)
7. Межов И. С. Управление региональной экономикой: отсутствие адекватной модели или тупик либеральной концепции? Российский экономический журнал. 2018. № 1. С. 30-44.
Mezhov I. S. Management of regional economy: the lack of effective methods or the impasse of a liberal concept. Russian Economic Journal, 2018, (1): 30-44. (In Russ.)
8. Полтерович В. М. О стратегии догоняющего развития для России. Экономическая наука современной России. 2007. № 3. С. 17-23.
Polterovich V. M. Strategy of catch-up development in Russia. Economics of Contemporary Russia, 2007, (3): 17-23. (In Russ.)
9. Веселов Ф. В., Соляник А. И. Условия развития электроэнергетики России в рамках жестких ценовых ограничений в среднесрочной перспективе. Проблемы прогнозирования. 2020. № 1. С. 88-98.
Veselov F. V., Solyanik A. I. Midterm development conditions for the electric power industry of Russia under hard price constraints. Problemy Prognozirovaniya, 2020, (1): 88-98. (In Russ.)
10. Волконский В. А., Кузовкин А. И. Конкуренция и регулирование в управлении электроэнергетикой (теоретические подходы). Проблемы прогнозирования. 2007. № 4. С. 54-73.
Volkonsky V. A., Kuzovkin A. I. Competition and regulation in power engineering management: theoretical approaches. Problemy Prognozirovaniya, 2007, (4): 54-73. (In Russ.)
11. Воропай Н. И., Стенников В. А., Барахтенко Е. А. Интегрированные энергетические системы: вызовы, тенденции, идеология. Проблемы прогнозирования. 2017. № 5. С. 39-49.
Voropai N. I., Stennikov V. A., Barakhtenko E. A. Integrated energy systems: challenges, trends, philosophy. Problemy Prognozirovaniya, 2017, (5): 39-49. (In Russ.)
12. Кутовой Г. П. Нужна новая парадигма (или архитектоника) экономических отношений в электроэнергетике. Энергетик. 2016. № 2. С. 8-13.
Kutovoy G. P. We need a new paradigm (or architectonics) of economic relations in the electric power industry. Energetik,
a
CD
у
2016, (2): 8-13. (In Russ.)
Формализация механизма ценообразования политичЕскиЕ, социологичЕскиЕ и экономичЕскиЕ нАуки
13. Кутовой Г. П. О выборе варианта дальнейших реформ в электроэнергетике: от чего ушли, к чему пришли и как выстраивать отношения в электроэнергетике, обеспечивая ее развитие? Экономические проблемы энергетического комплекса (семинар А. С. Некрасова) - 2017: мат-лы Междунар. энергетической конф. Всерос. открытого постоянно действующего науч. семинара. (Москва, 7-8 ноября 2017 г.) М.: Анкил, 2017. С. 209-234.
Kutovoy G. P. On choosing a variant of further reforms in the electric power industry: from what did we leave, what did we come to and how to build relations in the electric power industry, ensuring its development? Economic Problems of the Energy Sector (A. Nekrasov Seminar) - 2017: Proc. Intern. Energy Conf. of the All-Russian Open Permanent Sci. Seminar, Moscow, 7-8 Nov 2017. Moscow: Ankil, 2017, 209-234. (In Russ.)
14. Ященко А. В. Развитие электроэнергетики в аспекте совершенствования взаимодействия с экономикой. Теоретические и практические аспекты развития современной науки: теория, методология, практика: сб. науч. ст. по мат-лам V Междунар. науч.-практ. конф. (Уфа, 15 июня 2021 г.) Уфа: НИЦ Вестник науки, 2021. С. 70-84.
Yashchenko A. V. Development of the electric power industry in the aspect of improving interaction with the economy. Theoretical and practical aspects of the development of modern science: theory, methodology, and practice: Proc. V Intern. Sci.-Prac. Conf., Ufa, 15 Jun 2021. Ufa: NITs Vestnik nauki, 2021, 70-84. (In Russ.)
15. Уильямсон О. И. Экономические институты капитализма: фирмы, рынки, «отношенческая» контрактация. СПб.: Лениздат; CEV Press, 1996. 702 c.
Williamson O. E. The Economic Institutions of Capitalism: Firms, Markets, Relational Contracting. St. Petersburg: Lenizdat, CEV Press, 1996, 702. (In Russ.)
16. Колодий С. Ю. Трансакционные издержки и их влияние на сбалансированность финансовых ресурсов государства. Ученые записки Таврического национального университета имени В. И. Вернадского. Серия: Экономика и управление. 2012. Т. 25. № 3. С. 103-110.
Kolodiy S. Yu. Transactional costs and their impact on the balance of government financial resources. Scientific Notes of Taurida National V. I. Vernadsky University. Series: Economy and Management, 2012, 25(3): 103-110. (In Russ.)
17. Манукян М. М., Борзых Л. В. Трансакционные издержки: сущность и динамика в Российской экономике. Вестник СамГУ. Серия «Экономика и управление». 2014. № 8. С. 71-74.
Manukyan М. М., Borzykh L. V. Transaction expenses: essence and dynamics in the Russian economics. Vestnik SamGU. Seriia "Ekonomika i upravlenie", 2014, (8): 71-74. (In Russ.)
18. Плещинский А. С., Титов В. В., Межов И. С. Механизмы вертикальных взаимодействий предприятий (вопросы методологии и моделирования). Новосибирск: ИЭОПП СО РАН, 2005. 336 с.
Pleshchinsky A. S., Titov V. V., Mezhov I. S. Mechanisms of vertical interactions of enterprises: methodology and modeling. Novosibirsk: IEIE SB RAS, 2005, 336. (In Russ.)
s
л i
s
CJ F
s s с i
с
^
