CC BY
57
Рентный фактор производства и рыночное ценообразование электроэнергии: теоретический анализ
Е.П. Ушаков
главный научный сотрудник Центрального экономико-математического института Российской академии наук (ЦЭМИ РАН), профессор, доктор экономических наук (г. Москва)
Евгений Петрович Ушаков, tatiana567@mail.ru
Формально реформирование отечественной электроэнергетики завершилось в 2008 году. Концептуально реформирование базировалось на двух группах объективных и внутренне противоречивых основополагающих принципов «настройки» эффективной системы управления отраслью:
1) сохранение и обеспечение энергетической безопасности Российской Федерации, технологического и экономического единства электроэнергетики, государственного регулирования деятельности субъектов отрасли, соблюдение баланса экономических интересов поставщиков и потребителей электрической и тепловой энергии и экономически обоснованной доходности инвестированного капитала;
2) обеспечение экономической свободы и недискриминационных, стабильных условий для осуществления предпринимательской деятельности в сфере электроэнергетики, использование рыночных отношений и конкуренции как инструмента формирования устойчивой системы удовлетворения спроса на электрическую энергию при условии надлежащего качества и минимизации стоимости электрической энергии.
Первая группа принципов формирования эффективной системы управления электроэнергетикой по своему внутреннему содержанию предполагала приоритеты государственных управляющих воздействий на объект управления, имманентно присущих централизованной (государственной) системе управления. Вторая группа принципов ориентировала на использование рыночных методов управления отраслью при
создании конкурентной среды для ее субъектов хозяйствования, обеспечивающей объективные условия для проявления ими конкурентных преимуществ. Следование указанным двум группам принципов в реформировании электроэнергетики предполагало не механическое их смешение, а диалектическое единство. Последнее должно было проявиться в соблюдении эффективного сочетания этих принципов при установлении объективно обусловленных правовых, экономических, технологических, технических и иных ограничений в деятельности всех субъектов электроэнергетики, осуществляющих производство электрической и тепловой энергии, поставки (продажи) электрической энергии, энергоснабжение потребителей, предоставление услуг по передаче электрической энергии, оперативно-диспетчерское управление в электроэнергетике и т. д.
По своему имущественному статусу субъекты электроэнергетики в результате реформирования приняли две формы:
1) сохранение и превалирование государственной собственности;
2) создание акционерной формы собственности за счет привлечения корпоративного и частного капиталов.
Таким образом, произошло функциональное разделение имущества вертикально интегрированных компаний (РАО «ЕЭС России» и АО «Энерго»), а именно:
• образованы оптовые генерирующие компании, которые должны конкурировать друг с другом на оптовом рынке электроэнергии (ОРЭ);
• создана федеральная сетевая компания (ФСК), которая сохранила статус регулируемой естественной монополии;
• выделена система оперативно-диспетчерского управления - системного оператора (СО), учрежден независимый администратор торговой системы (АТС), организованы оптовый и розничные рынки электроэнергии и т. д.
Эти произошедшие институциональные изменения в отечественной электроэнергетике, прежде всего в сфере имущественных отношений, посредством образования оптовых генерирующих компаний с акционерной формой собственности и ОРЭ как торговой площадкой для их конкуренции, по нашему мнению, не позволили достичь концептуальных целей реформирования российской электроэнергетики. Подтверждением этому является, в частности, сохранение в отрасли дефицита инвестиционных ресурсов для наращивания и реконструкции производственных мощностей и тенденции роста тарифов на электроэнергию для покрытия этого дефицита. Следует отметить, что по существу реформирование российской электроэнергетики проводилось по лекалам реализации рыночных отношений в этой отрасли в развитых странах мира. В связи с этим кратко проанализируем мировой опыт создания и функционирования рынка электроэнергии. Прежде всего отметим, что этот рынок сравнительно молодой, так как в странах с развитой рыночной экономикой реальный рыночный механизм в отрасли электроэнергетики был запущен сравнительно недавно. Приведем хронологию организации рынка электроэнергии в некоторых странах в алфавитном порядке.
В Австралии национальный рынок электроэнергии был запущен 13 декабря 1998 года [8].
В Англии и Уэльсе приватизация и реструктуризация электроэнергетики были проведены в 1990-1991 годах, что явилось основой введения обязательного централизованного спотового рынка электроэнергии. При этом, как отмечается в документе [9], хотя британские реформы получили ши-
рокую известность и оказали сильное влияние на проводимые в последующем реформы в этом секторе экономики во всем мире, они не оправдали всех ожиданий. Напротив, спотовые цены на электроэнергию не обеспечили снижения затрат генераторов, не оказали влияния как на поставщиков, так и на потребителей электроэнергии. Все это потребовало создания так называемой «Новой схемы торговли электроэнергией», которая после нескольких лет дискуссий и подготовки была запущена 27 марта 2001 года [9].
В Германии, после принятия в 1998 году Закона об энергетике и соответствующей Директивы по электричеству, по существу, начал формироваться рынок электроэнергии, основанный на добровольных соглашениях между крупными ассоциациями отрасли и дающий право потребителям электроэнергии самостоятельно выбирать поставщиков при предоставлении доступа к электрическим сетям не на дискриминационной основе при сохранении целого ряда регулирующих воздействий на этот рынок [6].
В Голландии вслед за проведенными первоначальными реформами в электроэнергетике в конце 80-х годов прошлого столетия в начале 2000 года началось ее последующее реформирование с учетом уже имеющегося опыта, полученного на первом этапе, на основе принятого в 1998 году Закона об электричестве. Несмотря на то, что этим законом были введены основы либерализованного рынка электроэнергии, сохранился ряд контрольных и регулируемых параметров функционирования этого рынка [12].
Норвегия была одной из первых стран мира, которая либерализовала свой рынок уже в 1991 году в соответствии с Законом об энергетике, принятом в 1990 году. В 1993 году оператор линии электропередач Норвегии создал новую энергетическую биржу как организованную рыночную площадку по торговле спотовыми и срочными контрактами. В последующем, в 1996 году, эта биржа охватила и Швецию, став, таким образом, первой в мире международной энергетической биржей, получившей название Nord Pool. В настоящее время Nord Pool охва-
тывает все скандинавские страны: Данию, Финляндию, Швецию и Норвегию [10].
Одна из крупнейших энергосистем с централизованной диспетчеризацией не только в США, но во всем мире (РЛМ), обслуживающая шесть штатов на северо-востоке США (часть Пенсильвании, Нью-Джерси, Мериленд, Делавэр, Виржиния и округ Колумбия), запустила свой первый в Северной Америке региональный рынок электроэнергии, основанный на заявках участников рынка с использованием так называемого Тарифа на передачу электроэнергии с открытым доступом, в 1997 году [11]. При этом устанавливается верхний предел этого тарифа, а также исключается возможность создания каких-либо картельных соглашений.
Представленная краткая характеристика хронологии запуска рынка электроэнергии в некоторых странах с развитой рыночной экономикой, имеющих богатый опыт формирования эффективных рыночных отношений практически во всех секторах экономики, свидетельствует об особой сложности и долгосрочности «настройки» эффективного рыночного механизма в электроэнергетике. Практически во всех названных странах запуск этого механизма произошел в конце 90-х годов прошлого столетия и, что очень важно подчеркнуть, в настоящее время продолжается «настройка» эффективного режима его функционирования. Как отмечают зарубежные специалисты, современная модель рынка электроэнергии еще недостаточно зрелая и далека от совершенства, а уровень ее развития существенно дифференцируется в различных странах [7]. Отсюда можно сделать вывод, что имеющийся мировой опыт рыночного реформирования электроэнергетики, безусловно, необходимо было учитывать при реформировании российской электроэнергетики, но при этом также следовало учитывать и невозможность адекватного использования зарубежного опыта в условиях недостаточно сформировавшейся в целом российской модели развитой рыночной экономики. Более того, из указанного мирового опыта прежде всего необходимо было перенять инструменты механизма государственного регулирования, направленного на обеспечение обще-
национальных интересов в сохранении и обеспечении энергетической безопасности, технологического и экономического единства российской электроэнергетики при соблюдении баланса экономических интересов поставщиков и потребителей электрической и тепловой энергии на основе минимизации суммарных затрат участников (поставщиков и потребителей) рынка электроэнергии.
Приведенная краткая характеристика мирового опыта реформирования электроэнергетики, результаты реформирования российской электроэнергетики и отечественный негативный опыт рыночного реформирования российской экономики в целом, с учетом ключевой роли электроэнергетики в преодолении финансово-экономического кризиса не дают основания для оптимизма относительно успешного завершения реформирования этой отрасли. Требуется дальнейшая эволюционная (поэтапная) «настройка» оптимального режима функционирования российской электроэнергетики, сопровождаемого не только законодательными нормами, но и соответствующим апробированным в российских условиях методическим обеспечением по формированию рыночных схем в рассматриваемом секторе экономики, исключающего какую-либо возможность реализации скрытых картельных соглашений, дискриминацию производителей и потребителей электроэнергии как участников рынка, необоснованный рост стоимости электроэнергии в целом и другие негативные последствия.
Формирование и реализация оптимального режима функционирования российской электроэнергетики в условиях преодоления финансово-экономического кризиса потребует проведения ряда правовых, организационно-экономических и иных мероприятий для корректировки уже реализованных схем и механизмов в результате реформирования отечественной электроэнергетики. В статье 25 Федерального закона «Об электроэнергетике» [4] были определены антимонопольное регулирование и контроль на оптовом и розничных рынках электроэнергии в соответствии с антимонопольным законодательством Российской Федерации. При этом отмечено, что субъ-
екты оптового и розничных рынков электроэнергии (за исключением потребителей - физических лиц) обязаны обеспечить регулярное представление в федеральный антимонопольный орган информации о своей деятельности в соответствии со стандартами, устанавливаемыми указанным органом, и предоставлять должностным лицам федерального антимонопольного органа (его территориальных управлений) беспрепятственный доступ к любой другой информации о своей деятельности.
Не ставя под сомнение необходимость такого «внешнего» контроля со стороны антимонопольного органа, тем не менее считаем, что «внешний» контроль со стороны государства за деятельностью субъектов ОРЭ может быть более действенным при реализации и «внутреннего» (отраслевого) механизма контроля и регулирования функционирования ОРЭ. Полномочия по реализации этого механизма должны быть возложены, по нашему мнению, на субъектов рыночной инфраструктуры: ОРЭ, АТС, СО и ФСК. В свою очередь, эти субъекты рыночной инфраструктуры должны стать полномочными представителями антимонопольного органа в части формирования согласованной политики по реализации эффективного режима функционирования ОРЭ (это не исключает необходимость подачи информации в антимонопольный орган всеми другими субъектами оптового и розничных рынков).
Рассмотрим более подробно сложившуюся в настоящее время модель ОРЭ и возможную ее корректировку для обеспечения равновыгодных условий для всех контрагентов рынка электроэнергии. В связи с этим отметим принципиальный недостаток этой модели, не позволяющей выполнение указанных условий: она не обеспечивает механизм адекватного учета влияния рентообразующих факторов производства и реализации электроэнергии у различных субъектов - генерирующих компаний и, как следствие, не создает равновыгодные условия функционирования этих субъектов в системе рыночных отношений.
В целях развития ОРЭ, кроме обозначенных в настоящее время задач и фун-
кций АТС, СО и ФСК в соответствующих нормативных законодательных документах, принципиально важно, чтобы эти субъекты проводили «настройку» режима функционирования ОРЭ, соответствующего интересам как покупателей, так и продавцов. Уровни издержек производства электроэнергии (и тепловой энергии) российских энергетических компаний существенно дифференцируются как по видам генератора, так и по территориям [2]. Наиболее существенно различие этих издержек производства единицы кВт-час для тепловых и гидроэлектростанций (в зависимости от региона себестоимость различается в 15-20 раз) [3]. Не менее существенно различие и по другим рентообразующим факторам (вид используемого энергоносителя, транспортная доступность доставки потребителю электроэнергии и т. п.). Наличие такого рода дифференцированных рентообразующих факторов у различных энергетических компаний образует ренту (сверхдоход), получаемую ими без проведения какой-либо предпринимательской деятельности (без осуществления затрат) [3].
В соответствии с теорией оптимального управления ценообразование электроэнергии, реализуемой на ОРЭ, должно формироваться по следующему принципу: обеспечивается отбор ценовых заявок покупателей, предложивших наибольшую цену, и ценовых заявок продавцов, предложивших наименьшую цену, так, чтобы совокупная стоимость, исчисленная по равновесной (рыночной) цене в этом секторе электроэнергии, приобретенной покупателями, соответствовала бы ее минимальному уровню. Очевидно, что контрагент-продавец, обладающий большей массой ренты (сверхдоходом) при производстве электроэнергии имеет относительные преимущества при установлении своей ценовой заявки на ОРЭ по минимальному уровню, чем контрагент-продавец с меньшей (либо отсутствующей) массой ренты (сверхдоходом) при производстве электроэнергии. Уровень рисков для первого вида контрагента-продавца при формировании цены уступки электроэнергии соответственно ниже рисков для контрагента-продавца второго вида.
Сформулируем экономико-математическую модель функционирования энергетической компании и механизма формирования удельного рентного дохода г и цены электроэнергии р на ОРЭ в зависимости от наличия у нее запаса рентообразующего фактора О и спроса на производимую ею электроэнергию й. Из теоремы Куна-Так-кера [5] р и г должны быть оптимальным решением следующей задачи линейного программирования: найти максимальное значение функционала:
Ц( р, г) = рй - гО, (1)
при условии, что р - г < г ,
где г - затраты на производство электроэнергии.
Как видим, при известных (заданных) г основополагающую роль в формировании как рыночной цены электроэнергии р (предельных затрат на прирост единицы производимой электроэнергии), так и удельного рентного дохода г играет соотношение спроса на производимую электроэнергию энергокомпанией й и наличия запаса рентообразующего фактора О. Функционал (1) в представленной интерпретации показателей р и г отражает валовой доход энергетической компании за вычетом рентного дохода от использования имеющегося у нее рентообразующего фактора. Таким образом, цена производимой электроэнергии р отражает не только полные затраты энергетической компании на ее производство, но и рентный эффект на единицу производимой электроэнергии, возникающий при производстве компанией электроэнергии в объемах, определяемых рыночным спросом й. Иначе говоря, цена производства электроэнергии этой компанией р и, соответственно, стоимость реализации электроэнергии по этой цене на ОРЭ (р х й) превышает созданную непосредственно этой энергетической компанией добавленную стоимость на величину (г х О). Последняя есть совокупный рентный доход (сверхдоход) энергетической компании от обладания ею тем или иным рентообразующим фактором. Наличие у такого рода энергетической компании рент-
ного сверхдохода повышает их «запас прочности» и понижает риски участия в рыночных торгах на ОРЭ, так как такие компании имеют объективную возможность снизить уровень заявочной цены на реализацию электроэнергии без ущерба своей высокой коммерческой эффективности.
Таким образом, с позиции минимизации стоимости реализации электроэнергии на ОРЭ наиболее конкурентоспособными являются компании, которые наряду с реальными низкими издержками производства электроэнергии имеют массу ренты (сверхдоход) от обладания рентообразующим фактором. Для иллюстрации на рисунке 1 представлены ценовые заявки на ОРЭ электростанций Европы и Урала первой ценовой зоны в 2004 году (в последующие годы эти цены изменились лишь в абсолютных значениях, сохраняя их дифференциацию по видам генерирующих компаний - ГЭС, АЭС, ГРЭС), на основе которых нами построена соответствующая модельная кривая предложения (объемов производства) электроэнергии.
Если исходить из предпосылки, что эти уровни заявочных цен строго корреспондируются с предельными издержками производства соответствующих энергетических компаний при эффективном использовании их установленной мощности (с учетом влияния на эти издержки рентообразующих факторов), то заявочную цену энергетической компании, «замыкающей» совокупный спрос на электроэнергию, можно рассматривать как равновесную (рыночную), обеспечивающую минимизацию совокупной стоимости реализуемой на ОРЭ электроэнергии. В то же время в условиях режима функционирования ОРЭ заявочный уровень цен энергетическими компаниями определяется самостоятельно в зависимости от спроса на этом секторе. Для исключения возможной деформации уровня цен (их неоправданного монопольного повышения или понижения) субъекты рыночной инфраструктуры (СО, ФСК и АТС), как мы уже отмечали, должны осуществлять мониторинг и «внутренний аудит». Важная роль в этом принадлежит АТС, который в соответствии с уставом обладает правом вывода (на основе решения третейского суда, входящего
0 10 000 20 000 30 000 40 000 50 000
объем электроэнергии, предлагаемый к производству, тыс. кВт- ч
Рис. 1. Модельная кривая предложения (объемов производства) электроэнергии электростанций в секторе свободной торговли ОРЭ первой ценовой зоны (Европейская часть и Урал), построенная по данным за 2004 год
ПРОИЗВОДИТЕЛЬ
мощности 450 МВт с ценой 450 р./МВт-ч
1 75 МВт г
ПОТРЕБИТЕЛЬ мощности 75 МВт
Ограничение по перетоку 150 МВт-ч
ПОТРЕБИТЕЛЬ
мощности 300 МВт
150 МВт
ПРОИЗВОДИТЕЛЬ
мощности 450 МВт с ценой 750 р./МВт-ч
Рис. 2. Влияние ограничений пропускной способности электрической сети на формирование равновесной (рыночной) цены
в структуру АТС) из состава торговой системы энергетических компаний, монопольно повышающих (понижающих) свои ценовые заявки либо заключающих отраслевые картельные соглашения.
Продолжим анализ влияния рентного дохода субъектов электроэнергетики на режим функционирования ОРЭ. Теоретически, если воспользоваться основным постулатом экономической теории - законом единой цены, который гласит, что один и тот же товар не может единовременно продаваться
в различных местах по разным ценам, цена за электроэнергию на ОРЭ должна быть единой на всей территории России. Однако «ЕЭС России» характеризуется объективными ограничениями пропускной способности, потерями и сетевыми ограничениями, что объективно предопределяет дифференциацию равновесных (рыночных) цен. В контексте теории ренты дифференциация равновесных (рыночных) цен электроэнергии на территории России вследствие объективных ограничений пропускной способности элект-
рических сетей и потерь электроэнергии при ее транспортировке от пункта производства до пункта потребления может интерпретироваться как формирование дифференциальной ренты местоположения (размещения) генерирующих компаний и потребителей электроэнергии. Проиллюстрируем графически влияние ограничений пропускной способности электрических сетей на формирование равновесных (рыночных) цен (рис. 2, цифры условные).
Если предположить отсутствие ограничений по перетоку электроэнергии, то равновесная (рыночная) цена будет едина - 450 р./МВт-ч как в пункте А, так и в пункте Б. В этом случае «дорогой» генератор в пункте Б не будет востребован. При наличии ограничений по перетоку электроэнергии (150 МВт-ч) из этих двух пунктов единая равновесная (рыночная) цена для пунктов А и Б невозможна и, соответственно, для каждого этого пункта устанавливается «индивидуальная» равновесная (рыночная) цена: в пункте А - 450 р./ МВт-ч, а в пункте Б - 750 р./ МВт-ч. При этом «дорогой» генератор в пункте Б производит лишь 150 МВт-ч, так как в пределах возможного ог-
раничения по перетоку электроэнергии из пункта А в пункт Б именно 150 МВт-ч доставляется от генератора в пункте А для потребителя в пункте Б. Как мы видим, возникает разница равновесных (рыночных) цен в рассматриваемых двух пунктах: 750 - 450 = 300 р./ МВт-ч, поскольку переток электроэнергии в объеме 150 МВт-ч производится по цене 450 р./ МВт-ч в пункте А, а в пункте Б продается соответственно по равновесной (рыночной) цене в этом пункте - 750 р./ МВт-ч. Отсюда возникает дополнительный доход генератора в пункте А от производства электроэнергии в объеме 150 МВт-ч по цене 450 р./ МВт-ч и ее реализации по цене 750 р./ МВт-ч в пункте Б: (750 - 450) х 150 = 45 000 рублей. По своему экономическому содержанию этот дополнительный доход генератора А отражает его рентный доход от использования им ограниченного ресурса - пропускной способности электрической сети.
На уровень равновесных (рыночных) цен также влияет и такой объективный фактор, как потери электроэнергии при ее перетоке из одного пункта в другой (рис. 3, цифры условные).
Потери электроэнергии 5% от объема производства
ПОТРЕБИТЕЛЬ
электроэнергии с ценой 1,05 р./кВт-ч
Рис. 3. Влияние потерь электроэнергии при ее перетоке на уровень равновесной (рыночной) цены
Согласно заданному уровню потерь электроэнергии - 5 процентов от объема производства, производитель в пункте А должен произвести 105 кВт-ч, чтобы удовлетворить спрос потребителя в пункте Б в объеме 100 кВт-ч: 100 + 100 х 0,05 = 105 кВт-ч. Объем платежей производителю (поставщику) электроэнергии, находящемуся в пункте А, составит 1 х 105 = 105 рублей. Тогда цена электроэнергии у потребителя в пункте Б, потребляющего 100 кВт-ч, составит: 105 : 100 = 1,05 р./ кВт-ч. Разница цен в пунктах производства и потребления электроэнергии в 5 копеек за каждый кВт-ч оп-
ределяет стоимость потерь при перетоке электричества из пункта его производства А в пункт его потребления Б.
Суммарное влияние ограниченной пропускной способности электрических сетей и потерь электроэнергии при ее перетоке из одного пункта (производства и потребления электричества) в другой приводит, как видим, к дифференциации равновесных (рыночных) цен. По нашему мнению, в перспективе, по мере развития ОРЭ, возникнет объективная необходимость формирования системы локальных или, как их определяет ряд специалистов, «узловых» рыночных цен.
Последние должны будут отражать ценовые сигналы формирования рыночного равновесия предложения и спроса электроэнергии на ОРЭ по отдельным узлам электроэнергетической системы. Анализ зарубежного опыта реализации ОРЭ подтверждает положение относительно дифференциации равновесных (рыночных) цен по отдельным локальным «точкам» (узлам) электроэнергетической системы. Эти локальные (узловые) рыночные цены являются основой эффективного функционирования ОРЭ, обеспечивающего стандарты надежности энергосистем и качество электроснабжения потребителей при сохранении технологического и экономического единства энергосистем в целом. По своему экономическому содержанию узловые равновесные (рыночные) цены должны отражать не только стоимость производимой электроэнергии (с учетом возможного влияния на ее производство соответствующего рентообразую-
щего фактора), но и стоимость потерь электроэнергии и использования ограниченной пропускной способности электрических сетей (ренту местоположения (размещения) генерирующих компаний и потребителей электроэнергии) по отдельным узлам «ЕЭС России». Использование узловых равновесных (рыночных) цен объективно позволит сформировать оптимальный режим функционирования ОРЭ с позиции эффективного распределения ресурсов производителей и потребителей электроэнергии. Последнее чрезвычайно важно, так как равновесная «настройка» рынка электроэнергии является наиболее сложной и дорогой вследствие существенного временного ограничения этой «настройки». Как показано на рисунке 4, в соответствии с рыночным законом спроса и предложения электроэнергии на ОРЭ равновесные (рыночные) цены в отдельных узлах «ЕЭС России» определяются в точке пересечения функций спроса и предложения.
х О
ГО п
т О ^ _ го ^
СО
т ь
го ф £ о
I о
Го ^ со О ГО X
£ ^ ^ о
Го о X т Ф о т о
линия спроса на электроэнергию по ценовым заявкам покупателей
линия
предложения электроэнергии по ценовым заявкам производителя
проданный (купленный) объем электроэнергии
общий объем электроэнергии, предлагаемый в свободном секторе торговли на ОРЭ
Рис. 4. Функции спроса и предложения на п-м узле ОРЭ
Таким образом, изложенное позволяет констатировать объективную дифференциацию равновесных (рыночных) цен по отдельным узлам энергосистемы как следствие влияния всего комплекса рентообразующих факторов в производстве и реализации электроэнергии, а, следовательно,
наличие рентного дохода у субъектов электроэнергетики. Если исходить из позиции общественных (народнохозяйственных) интересов эффективного развития «ЕЭС России» и создания механизма экономического стимулирования деятельности всех контрагентов ОРЭ, возникает объективная
необходимость введения дифференцированного рентного обременения генерирующих и сбытовых компаний, получающих рентный доход.
По нашему мнению, для практической реализации механизма рентного обременения необходимы, с одной стороны, соответствующее корпоративное соглашение между всеми субъектами электроэнергетики как самостоятельных хозяйствующих субъектов, с другой - ведущая роль государства в реализации общественных (народнохозяйственных) интересов в сохранении технологического, организационного и экономического единства и эффективного развития «ЕЭС России» при обеспечении транспарентных и равновыгодных (конкурентных) условий хозяйствования для всех субъектов электроэнергетики. Масштабы рентного обременения должны быть согласованы с позиции интересов всех субъектов электроэнергетики, исключающих возможность возникновения условий получения каким-либо субъектом электроэнергетики монопольного эффекта, в том числе рентного.
На первом этапе практическая реализация механизма рентного обременения генерирующих компаний позволит существенно сократить тенденцию к росту тарифов на электроэнергию, а в последующем - и переломить эту тенденцию в направлении снижения их уровня. Это обеспечит, в свою очередь, снижение вклада электроэнергетики в инфляционную составляющую, учитывая немонетарный характер инфляции в российской экономике. Последнее важно для преодоления финансово-экономического кризиса российской экономики.
ЛИТЕРАТУРА
1. Годовой отчет ОАО «Системный опе-
ратор - Центральное диспетчерское управление Единой энергетической системы за 2004 год. М., 2005.
2. Концепция реформирования электроэнергетики : доклад рабочей группы Национального инвестиционного совета. М., 2001.
3. Кузовкин А. И. Реформирование электроэнергетики и энергетическая безопасность. М. : Институт микроэкономики, 2006.
4. Об электроэнергетике : Федеральный закон от 26 марта 2003 года № 35-Ф3.
5. Хедли Д. Нелинейное и динамическое программирование. М. : Мир, 1967.
6. Albers Klaus (2001 a) : Preisbildungsmechanismus fur die Albrechnung von Regelenergie und resultierende Marktreaktionen. Presented at: DVG/VDN-Fachtagung: Regelenergiemarkt in Deutschland. 6 November 2001. Berlin.
7. Gdowik J. W. (2001a): PJM Interconnection - PJM Overview. PJM Interconnection, L.L.C.
8. National Grid Company plc (2001c) : National Grid Reactive Market Report. Eighth Tender Round of Obligatory and Enhanced Reactive Power Services for Contracts Effective from 1 October 2001.
9. NECA, National Electricity Code Administrator (1999) : National Electricity Code. CAN 073 942 775. Version 1.0 Amendment 3, 26 November 1999.
10. NVE - Norges vassdrags-og energidi-rektorat (1999) : Retningslinjer for systemans-varet I kraftsystemet.
11. PJM Interconnection, L.L.C (2001c) : Reactive Services, Working Group Report, Version 0.7. Reactive Services Working Group. September 20, 2001.
12. TenneT (2001a) : The Imbalance Pricing System as at 1 January 2001. 01 February.
