CC BY
3Новые генерирующие мощности, модернизация ТЭС, строительство объектов ВИЭ и рост цен на электроэнергию
New Generating Capacity, Modernization of Thermal Power Plants, Constructions of RES Objects, and Rise in Electricity Prices
<
< >
УДК 338.5:621.31
Черная Надежда Владимировна
старший научный сотрудник Института экономики и организации промышленного производства СО РАН (г. Новосибирск)
630090, г. Новосибирск, пр. Академика Лаврентьева, д. 17 Nadezhda V. Chernaya
Institute of Economics and Industrial Engineering, Siberian Branch of the Russian Academy of Sciences (Novosibirsk)
Akademika Lavrent'yeva Ave 17, Novosibirsk, Russian Federation, 630090
В исследование затрагиваются актуальные вопросы динамики сбытовых и сетевых надбавок к цене электроэнергии. Цель. Проанализировать результаты по этапам реформирования электроэнергетики, динамику цен на электроэнергию для промышленных потребителей с 2008 по 2016 г., влияние этих цен на динамику производства, влияние платежей по договорам предоставления мощности на цену электроэнергии.
Задачи. Рассмотреть результаты приватизации генерирующих компаний в 2008 г., результаты введения метода ИЛБ в 2011 г., использования платежей по договорам предоставления мощности на различные нужды, в том числе строительство объектов зеленой энергетики.
Методология. При помощи анализа официальной информации Росстата, правительственных постановлений, цифр, приводившихся в официальном правительственном издании «Российская газета», а также анализа статей и интервью в газете «Коммерсантъ» были выявлены проблемы, образовавшиеся в отрасли электроэнергетики и у потребителей электроэнергии. Результаты. Введение платы по договорам предоставления мощности — один из факторов роста цен на электроэнергию. В России для промышленных потребителей они выросли на 70%, а в Сибирском федеральном округе — на 141% за этот период. В современных условиях широкое использование этого механизма становится спорным. Выводы. В сфере производства электроэнергии в результате сговора бизнесов образовались олигополии с целью максимизации прибыли.
В сетевом бизнесе большая часть активов принадлежат государству. Эти факторы препятствуют реформационным механизмам. Для решения выявленных проблем требуется участие академических и отраслевых институтов, располагающих приемами и инструментами для разработки стратегических прогнозов развития электроэнергетики, позволяющих оценить инновационные и инвестиционные возможности и риски в этой базисной отрасли экономики.
Ключевые слова: спрос на электроэнергию; темпы роста промышленности по видам деятельности; договоры на предоставление мощности; перекрестное субсидирование.
Для цитирования: Черная Н. В. Новые генерирующие мощности, модернизация ТЭС, строительство объектов ВИЭ и рост цен на электроэнергию // Экономика и управление. 2018. № 10 (156). С. 61-67.
The presented study examines the relevant problems of the dynamics of sales and transmission premiums to the price of electricity. Aim. The study aims to analyze the results of reforms in the power industry stage by stage, the dynamics of electricity prices for industrial consumers from 2008 to 2016, the effect of these prices on the production dynamics, and the impact of payments made under power supply agreements on the price of electricity. Tasks. The authors examine the results of privatization of generating companies in 2008, the results of implementation of the RAB methodology in 2011, use of payments made under power supply agreements for various
* Статья подготовлена в рамках государственного задания по плану НИР ИЭОПП СО РАН по проекту XI.172.1.1. «Интеграция и взаимодействие отраслевых систем и рынков в России и ее восточных регионах: ограничения и новые возможности» (№ ЛЛЛЛ-Л17-117022250132-2)..
g needs, including the construction of green en-
ergy facilities.
Methods. This study analyzes the official in-o formation provided by the Federal State Sta-
ro tistics Service, government decrees, numbers
^ from the official government publication Rossi-
yskaya Gazeta, articles and interviews from m the Kommersant newspaper to identify prob-
er lems in the electric power industry and those
> faced by the consumers of electric power.
Results. Introduction of payment under power supply agreements is one of the factors of the rise in electricity prices. For industrial consumers in Russia, the prices grew by 70%, in the Siberian Federal District — by 141% during the same period. In the current context, widespread implementation of this mechanism becomes controversial.
Conclusion. In the field of electricity production, businesses collude to establish oligopolies in order to maximize profits. In e-business, the government owns most of the assets. These factors hinder the reformation process. Solving the identified problems requires the participation of academic and industrial institutions, which already have the necessary techniques and tools for producing strategic forecasts of development of the electric power industry that would make it possible to assess the innovative and investment capabilities and risks in this basic economic sector.
Keywords: demand for electricity; industrial growth rate by type of activity; power supply agreement; cross-subsidization.
Citation: Chernaya N. V. Novyye generiruy-ushchiye moshchnosti, modernizatsiya TES, stroitel'stvo ob"yektov VIE i rost tsen na ele-ktroenergiyu [New Generating Capacity, Modernization of Thermal Power Plants, Constructions of RES Objects, and Rise in Electricity Prices]. Ekonomika i upravleniye, 2018, no. 10 (156), pp. 61-67.
В последние 25 лет в РФ осуществляется переход к экономике, работающей на принципах рыночного хозяйства. Реформа РАО «ЕЭС России» началась в 2008 г. Исследование процесса реформирования электроэнергетики показало, что конкуренция как механизм регулирования цен на электроэнергию не работает. Все началось с того, что государственные доли в генерирующих компаниях были проданы частным инвесторам, чтобы создать в этом сегменте конкуренцию. И вначале это удалось (табл. 1, 2). Образовались зоны с разной степенью конкуренции среди генерирующих компаний. Но в конце 2009 г. началось укрупнение компаний и образовались олигополии. Электросети были оставлены за государством, управление магистральными сетями с напряжением от 220 кВ перешло к ФСК — Федеральной сетевой компании, межрегиональные сети меньшей мощности были переданы на баланс межрегиональных сетевых компаний. В 2012 г. произошло их слияние и образова-
лось ОАО «Российские сети». Между поставщиками и потребителями электроэнергии был оставлен посредник, активы которого принадлежат в основном государству. Олигополии в сфере генерации, государственная компания в сетевом бизнесе — это факторы, которые препятствуют реформационным механизмам. Рыночным способом определяется лишь 2025% конечного платежа промышленности за электроэнергию.
В предыдущих исследованиях в рассматриваемой предметной области основное внимание было направлено на исследование динамики сбытовых и сетевых надбавок к цене электроэнергии, поступающей на оптовый рынок от генерирующих компаний. Механизм расчета тарифов на передачу и сбыт электроэнергии за время реформы тоже изменился. До реформы применялся метод «Затраты+». Цена должна была покрыть текущую себестоимость передачи электроэнергии с учетом небольшой премии, которая предназначалась для реновации оборудования. С 1 января 2011 г. все электросетевые компании перешли на новую систему тарифообразования на базе метода доходности инвестированного капитала — метода RAB (Return Asset Base), уже более 20 лет успешно применявшегося в европейских странах в условиях конкурентной среды. Регулирующим органам исполнительной власти субъектов РФ было предоставлено право самостоятельно принимать решения о превышении предельных размеров тарифов на электрическую энергию, если это обусловлено объемом инвестиционных программ энергокомпаний. В январе-феврале 2011 г. рост цен на электроэнергию в ряде регионов РФ по сравнению с 2010 г. составил 30-40%. Когда стал использоваться метод RAB, сметная стоимость строительства энер-гообьектов завышалась до пределов, не поддающихся разумному объяснению. Уже в конце 2011 г. было решено ограничить круг организаций, которые могут применять метод RAB, а летом 2016 г. глава ФАС И. Артемьев заявил на встрече с Президентом, что от методики RAB-тарифов необходимо отказываться, так как она привела к повышению тарифов. Стали ужесточаться требования к ОАО «Россети» в части экономии операционных затрат, кроме этого в 2015 г. был урезан проект инвестпрограммы на 17%, предлагалось финансировать через увеличение тарифов только реновацию оборудования, а новые объекты — через проекты.
Ситуация в народном хозяйстве России тоже изменилась. Потребление электроэнергии начало падать в 2013 г.: по России в целом упало на 1%, в Северо-Западном ФО — на 2,3%, в Сибирском ФО — на 3,6%. Спад производства по всем видам деятельности произошел в 2015 г. (рис. 1).
Среднегодовые цены на электроэнергию собственного производства, руб./МВтч
РФ, федеральный округ 2008 г. 2009 г. 2010 г. 2011 г. 2012 г. 2013 г. 2014 г. 2015 г. 2016 г.
РФ 729 526 648 794 830 898 945 968 975
ЦФО 814 526 735 900 896 1008 1040 1002 1082
СЗФО 893 519 621 808 789 905 889 887 930
ЮФО 804 580 724 929 927 1029 1110 1149 1161
СКФО 841 1035 1042 1159 1294 1306 1363
ПФО 738 537 721 909 930 1008 1068 1035 1060
УФО 629 597 737 861 912 951 1021 1028 997
СФО 524 346 380 479 601 619 648 816 757
ДФО 1349 509 572 645 645 606 688 835 813
Таблица 2
Темпы падения (прироста) среднегодовых цен на электроэнергию собственного производства, %
РФ, федеральный округ 2009 г. к 2008 г. 2010 г. к 2009 г. 2015 г. к 2014 г. 2016 г. к 2008 г.
РФ -27,8 23,1 2,4 33,7
ЦФО -35,4 39,8 -3,6 32,9
СЗФО -41,9 19,7 -0,3 4,1
ЮФО (с 2010) -27,9 24,9 3,5 44,4
СКФО 0,9
ПФО -27,2 34,2 -3,1 43,5
УФО -5,2 23,5 0,7 58,4
СФО -34,0 9,9 25,8 44,6
ДФО -62,3 12,4 21,4 -39,8
%
200,0 180,0 160,0 140,0 120,0 100,0 80,0
^--Ж ---ж---*
--Ж
±......А......А......А......А......▲......▲......▲......▲......А
2001 2005 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017
Добыча полезных ископаемых Обрабатывающие производства ■ - -А- - ■ Производство и распределение электроэнергии, газа и воды
Рис. 1. Динамика производства по видам деятельности (2000 г. = 100%)
В обрабатывающих производствах темп роста в 2015 г. составил 94,6%, в 2016 г. — 100,1%, в 2017 г. — 100,2%. Налицо рецессия. В производстве и распределении электроэнергии, газа и воды в 2013 г. темп роста был 97,5%, в 2014 г. — 99,9, в 2015 г. — 98,4%. Добыча полезных ископаемых в минус не уходила, но колебалась около 100%, в 2015 г. темп роста был 100,3%. Уменьшение спроса на электроэнергию, в свою очередь, привело к тому, что в России образовался избыток генерирующих
мощностей. На торгах по «конкурентному отбору мощности — 2015» образовался огромный профицит мощности в энергосистеме — 15-20 ГВт. Несмотря на это, цена на мощность, а следовательно, на электроэнергию, не падает. В 2010 г. была введена плата по договорам предоставления мощности (ДПМ), которая по сути является надбавкой к тарифу для крупных потребителей, а цель введения этих платежей — построить определенный объем генерирующих мощностей в соответствии
Среднегодовые цены на электроэнергию, отпущенную промышленным потребителям — всего,
руб./МВт-ч
РФ, федеральный округ 2008 г. 2009 г. 2010 г. 2011 г. 2012 г. 2013 г. 2014 г. 2015 г. 2016 г.
РФ 1301,4 1517,9 1751 1919 1864 2027 2090 2160 2241
ЦФО 1690,4 1998,0 2363 2581 2408 2597 2831 2806 2914
СЗФО 1385,9 1397,0 1546 1857 1776 2026 2462 2395 2318
ЮФО 1823,0 2026,9 2581 2867 2647 2556 2734 3019 3291
СКФО 2155 2593 2540 2677 2700 2762 2808
ПФО 1466,2 1493,6 1726 1788 1713 1995 2053 2046 2122
УФО 1230,3 1285,6 1415 1506 1553 1672 1758 1759 1849
СФО 721,9 1013,1 1182 1362 1376 1439 1448 1661 1742
ДФО 2169,7 2537,5 2516 2713 2667 2738 2583 2840 2684
Источник: [1].
Таблица 4
Темп прироста среднегодовых цен на электроэнергию, отпущенную промышленным потребителям — всего, %
РФ, федеральный округ 2009 г. к 2008 г. 2010 г. к 2009 г. 2015 г. к 2014 г. 2016 г. к 2008 г.
РФ 14,3 15,4 3,4 72,2
ЦФО 15,4 18,3 -0,9 72,4
СЗФО 0,8 10,7 -2,7 67,3
ЮФО (с 2010 г.)1 10,1 27,3 10,4 80,5
СКФО 2,3
ПФО 1,8 15,6 -0,3 44,7
УФО 4,3 10,0 0,0 50,3
СФО 28,7 16,7 14,7 141,4
ДФО 14,5 -0,9 9,9 23,7
с планом РАО «ЕЭС России». Первоочередной становится проблема платежей по ДПМ как фактор роста цен на электроэнергию.
В период 2008-2016 гг. цены на электроэнергию для промышленных потребителей все время росли. Особенно первые два года после реформы — порядка 15% в среднем по России, в 2011 и 2013 гг. — порядка 10%, при этом наблюдались большие различия по федеральным округам. Растут и сейчас, по России около 4%, а в Сибирском федеральном округе — значительный рост: 15% в 2015 г. (табл. 3, 4).
Цены на электроэнергию собственного производства (цены, по которым генерирующие компании отпускали электроэнергию на оптовый рынок) в 2009 г. упали на 35% в Центральном федеральном округе, в Сибирском— на 34%, в России — на 28%.
Однако в 2009 г. цены для потребителей (табл. 3, 4) выросли. В целом по России — на 14,3%, в Сибирском федеральном округе — на 28,7%. Рост цен был вызван непомерным ростом «надбавки» сетей. В 2010 г. цены опять выросли на 15%, в Сибири — почти на 17%. При этом цены генерирующих компаний выросли даже больше (на фоне их падения в 2009 г.). В 2015 г.
1 Южный федеральный округ до 2010 г. включал Северо-Кавказский.
прирост цен на электроэнергию собственного производства в Сибирском федеральном округе (25,4%) и Дальневосточном (21,4%) значительно больше прироста цен для потребителей этих зон (14,7 и 9,9%). После реформы системным оператором Единой энергетической системы были определены две ценовые зоны: Европа — Урал и Сибирь. Эти ценовые зоны разделены на 28 зон свободного перетока. В августе 2014 г. была усреднена западная и сибирская ценовые зоны. Отменили учет перетока электроэнергии между первой (европейская часть РФ и Урал) и второй (Сибирь) ценовыми зонами — это около 300 МВт, генерация Сибири получила доступ к более дорогой первой зоне. В итоге цены на рынке на сутки вперед в Сибири выросли, разрыв в ценах заметно сократился. Если в 2008 г. цена электроэнергии для промышленных потребителей в Сибирском федеральном округе была в 2,3 раза ниже, чем в Центральном федеральном округе, то в 2016 г. цена в Сибири меньше, чем в центре, на 40,2%.
Интересно сравнение темпов роста обрабатывающих производств в Центральном и Сибирском федеральных округах. Спад производства в обрабатывающих отраслях в них пришелся на 2009 и 2015 гг. (рис. 2). Но в следующем году в Центральном округе отмечался небольшой рост обрабатывающих производств,
80,0
<
< >
2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017
— — - Центральный федеральный округ Сибирский федеральный округ
Рис. 2. Динамика по виду деятельности «Обрабатывающие производства» (2007 г. = 100%)
а в Сибирском — продолжился спад на фоне значительного роста цен на электроэнергию в Сибири.
В целом за рассматриваемый период прирост цен для промышленных потребителей значительно превысил прирост цен генераторов. В России и Центральном федеральном округе это превышение составило около 2 раз, в Сибирском федеральном округе — 3,1 раза, в Северо-Западном — в 16,4 раза прирост цен для промышленных потребителей обогнал прирост цен на оптовом рынке. Такой рост цен на электроэнергию естественным образом повышает себестоимость энергоемкой продукции и вызывает желание потребителя инвестировать свободные или заемные средства в собственное производство электроэнергии. Крупные потребители строят собственную генерацию. Например, промышленная площадка крупного металлургического комбината — это и самостоятельная энергосистема. Потребители уходят с оптового рынка электроэнергии. Децентрализация электроэнергетики уже стала тенденцией [2, с. 4]. Не только предприятия, но и ряд регионов (республики Северного Кавказа, Тува, Бурятия, Карелия) были выведены с оптового рынка на тарифы регулируемых договоров. Просьбы от регионов продолжают поступать, в связи с чем Минэнерго разрабатывает проект закона, запрещающего расширение списков регионов с тарифным режимом [3].
Значительно увеличивают цену электроэнергии для промышленных потребителей платежи по ДПМ. Тариф для предприятий — двухставочный. Они платят не только за объем электроэнергии, но и за мощность. Мощность ежегодно проходит конкурентный отбор мощ-
ности (КОМ). Для прошедших отбор мощностей определяются свободные (нерегулируемые) цены: размер ежемесячной платы за единицу мощности и плюс плата по договорам на предоставление мощности. Сначала механизм ДПМ использовался для привлечения инвестиций в строительство генерирующих мощностей. Инвесторы в течение 10 лет получали возмещение расходов под гарантии повышенных нерыночных цен на вводимую мощность. По существу это — инвестдобавка к оптовым ценам электроэнергии. Под ДПМ было введено около 30 ГВт в основном угольной и газовой генерации. По оценке, текущий годовой платеж по ДПМ в размере 260 млрд руб. должен был начать снижаться в 2018 г. и к концу 2020-х гг. — обнулиться. Минэнерго предложило программу «ДПМ штрих», которая уже одобрена Президентом. Министр энергетики А. Новак в интервью сказал, что по мере уменьшения платежей за 15 лет высвободится 1,5 трлн руб. Эти средства решено направить на модернизацию порядка 44 ГВт мощностей действующих основных фондов. Было подчеркнуто, что в программу модернизации должно попасть оборудование, которое требует модернизации и востребовано рынком [4].
Принцип инвестнадбавок с 2013 г. начал использоваться для строительства объектов возобновляемых источников энергии (ВИЭ), а также для строительства мусороперерабаты-вающих предприятий, перекрестного субсидирования Дальнего Востока с целью снижения тарифов до среднероссийских. Эта проблема должна решаться собственными ресурсами «Россетей» [5, с. 11]. Для модернизации ключевым вопросом будет отбор объектов модер-
^ низации. Больше 30% оборудования — старше
1 45 лет, средний возраст — 34 года. Эти объ-° екты не способны конкурировать на рынке,
2 но признаны необходимыми для энергоси-^ стемы или теплоснабжения. Многие из этих Ез- электростанций должны быть выведены из оо эксплуатации, а не модернизированы, потому ^ что ценообразование на рынке электроэнергии н маржинальное, а значит, такие объекты уве-^ личивают цену электроэнергии [6].
^ В России почти отсутствует рост потребления электроэнергии, имеется избыточная мощность (20 ГВт), назрела необходимость повышения эффективности и экологичности имеющихся мощностей. В мире объем инвестиций в возобновляемые источники энергии в 2,5 раза выше, чем в развитие традиционной тепловой генерации, а к 2040 г., согласно прогнозу Блумберга [7], из 10,2 трлн долл., потраченных на новую генерацию, 72% будут инвестированы в ветровую и солнечную генерацию. Исключение — Китай, где продолжит расти и угольная генерация, она достигнет своего пика в 2026 г. При этом к 2021 г. солнечная генерация будет дешевле угольной в Китае, Индии, Мексике, Великобритании и Бразилии. В России поддержка ВИЭ запланирована за счет ДПМ до 2024 г. Ключевые инвесторы просят продлить поддержку зеленой энергетики до 2035 г., тогда это позволило бы ввести 20ГВт мощностей ВИЭ. Но в конце 2017 г. было решено модернизацию ТЭС осуществить за счет ДПМ-штрих. В сложившихся условиях при постоянном росте цен на электроэнергию и Минэнерго, и «Совет рынка» считают, что субсидирование 20 ГВт при одновременной модернизации устаревших электростанций оптовый рынок электроэнергии не выдержит [8].
К настоящему времени имеется российское ноу-хау — автономная гибридная, или солнце-дизельная установка (АГЭУ), предназначенная для электроснабжения изолированных и труднодоступных территорий. Разработчиком АГЭУ является компания «Хевел», совместное предприятие «Реновы» и Роснано. Хевел является учредителем Научно-технического центра тонкопленочных технологий, производит солнечные модули. «Роснано» производит оборудование для ветрогенерации. Первая АГЭУ была построена в Республике Алтай в 2013 г. Вторая — в начале 2017 г. в с. Менза Забайкальского края. Главное преимущество такой установки в том, что она позволяет значительно сократить расход дизельного топлива. «Хевел» планирует до 2023 г. запустить 100 таких установок. В планах компании создать солнечные станции мощностью свыше 15 МВт, в работе которых дизельные двигатели не используются. Они будут подключены к единой энергосистеме России.
На базе финской компании Ео^иш создана «Фортум Энергия» для строительства ветровых электростанций. Последней присвоили в апреле 2017 г. статус оптового участника энергорынка и закрепили 28 групп точек поставки. Под каждую группу точек поставки зарезервировали по 50 МВт. Эти ветроэлектростанции могут быть построены в Татарстане, на Кубани, в Ставропольском крае, Орловской, Ульяновской и Мурманской областях. В дальнейшем Ео^иш будет строить объекты в кооперации с «Роснано».
Помимо ВИЭ, второй современный тренд — это распределенная энергетика. Половина всей энергии будет вырабатываться на месте потребления с помощью небольших модулей. Сюда примыкает цифровая энергетика. Чтобы минисистемы были сбалансированы, понадобится программное обеспечение. Такие системы будут на порядок сложнее диспетчерского управления [9]. Развитие ВИЭ — это работа на долгосрочную перспективу, инструмент борьбы с изменением климата, а также — стимулирование смежных отраслей. Из прогноза Блумберга следует, что к середине 2020-х гг. в части стран солнечная генерация станет дешевле угольной, т. е. при работающих рыночных механизмах вопрос будет решаться в пользу ВИЭ. Но в России конкурентные механизмы не работают ни в сфере производства электроэнергии, ни в сфере доставки и сбыта электроэнергии.
В производственной сфере как результат сговора бизнесов образовались олигополии с целью максимизации прибыли. Для привлечения инвестиций введен принудительный механизм оплаты строительства новых мощностей промышленными потребителями энергии. Главным акционером ОАО «Россети» является государство. Тарифообразование на доставку электроэнергии регулируется федеральными законами, нет ответственности региональных властей [10, с. 23]. Неправильно был использован европейский опыт расчета тарифов методом ИЛБ, поскольку конкурентной среды в России не имелось.
Помимо совершенствования институциональных условий, очень важны принимаемые решения о необходимом количестве новых генерирующих мощностей, о мощностях, которые лучше вывести, а не модернизировать, о том, сколько мощностей зеленой энергетики может себе позволить страна. Подобные оценки механизмов развития требуют участия академических и отраслевых институтов, уже имеющих приемы и инструменты для разработки стратегических прогнозов развития электроэнергетики, позволяющих оценить инновационные и инвестиционные возможности и риски в этой базисной отрас-
ли экономики России. Результаты расчетов помогут с достаточной долей вероятности оценить инвестиционную привлекательность тех или иных проектов в применении к российским реалиям.
Литература
1. Официальный сайт Федеральной службы государственной статистики. URL: http://www.gks.ru/ dbscripts/cbsd/DBInet.cgi?pl=1904002 (дата обращения: 07.07.2018).
2. Бушуев В. В. Развитие электроэнергетики: стратегический и постстратегический форсайт // Энергетическая политика. 2018. № 7. С. 3-15.
3. Дятел Т., Джумайло А. Выход с энергорынка запирают // Коммерсантъ. 2018. 22 мая.
4. В правительстве всегда ведется большая дискуссия на стадии принятия решений: интервью с главой Минэнерго А. Новаком // Коммерсантъ. 2017. 22 дек.
5. NEO is our annual long-term economic analysis of the world's power sector out to 2050 // Blumberg New Energy Finance. [Электронный ресурс]. URL: https ://about.bnef.com/new-energy-outlook/ (дата обращения: 07.07.2018).
6. Несмотря на чудовищный избыток предложения, цена феерически растет: интервью с главой наблюдательного совета «Сообщества потребителей энергии» А. Старченко // Коммерсантъ. 2017. 17 июля.
7. Суслов Н. И., Черная Н. В. Анализ колебаний валового регионального продукта и электропотребления в 2005-2014 годах и возможные резервы снижения цен на электроэнергию // Мир экономики и управления. 2016. Т. 16. № 3. С. 5-14.
8. Дзагуто В., Дятел Т., Крючкова Е. Замкнутый солнечный круг // Коммерсантъ. 2017. 22 дек.
9. Россия должна начать строительство больших возобновляемых электростанций: интервью с главой Engie И. Кошер // Коммерсантъ. 2017. 2 июня.
10. Кутовой Г. П. Электроэнергетика вновь перед выбором варианта дальнейших реформ // Энергетическая политика. 2018. № 6. С. 22-34.
References g
1. Official website of the Federal State Statistics Service. 5 Available at: http://www.gks.ru/dbscripts/cbsd/DBI =c net.cgi?pl=1904002. Accessed 07.07.2018. (in Russ.). 2
2. Bushuev V. V. Razvitiye elektroenergetiki: strate- K gicheskiy i poststrategicheskiy forsayt [Electric power industry development: A strategic and post- < strategic foresight]. Energeticheskaya politika, x 2018, no. 7, pp. 3-15. <
3. Dyatel T., Dzhumaylo A. The exit from the power ^ market is locked. Kommersant", 2018, May 22. (in q Russ.). ^
4. There is always a big discussion in the government at the decision-making stage: An interview with the head of the Ministry of Energy A. Novak. Kommersant", 2017, December 22. (in Russ.).
5. NEO is our annual long-term economic analysis of the world's power sector out to 2050. Blumberg New Energy Finance. Available at: https://about.bnef. com/new-energy-outlook/. Accessed 07.07.2018.
6. Despite the monstrous oversupply, the price is enchanting: an interview with the head of the supervisory board of the "Community of Energy Consumers" A. Starchenko. Kommersant", 2017, July 17. (in Russ.).
7. Suslov N. I., Chernaya N. V. Analiz kolebaniy valo-vogo regional'nogo produkta i elektropotrebleniya v 2005-2014 godakh i vozmozhnyye rezervy sni-zheniya tsen na elektroenergiyu [Analysis of gross regional product fluctuations and electric power consumption in 2005-2014. Reserves for decreasing electric power prices]. Mir ekonomiki i uprav-leniya, 2016, vol. 16, no. 3, pp. 5-14.
8. Dzaguto V., Dyatel T., Kryuchkova E. Closed solar circle. Kommersant", 2017, December 22. (in Russ.).
9. Russia should start building large renewable power plants: an interview with the head of Engie I. Kosher. Kommersant", 2017, June 02. (in Russ.).
10. Kutovoy G. P. Elektroenergetika vnov' pered vyborom varianta dal'neyshikh reform [Electric power industry is again before choosing the option of further reforms]. Energeticheskaya politika, 2018, no. 6, pp. 22-34.
