Реструктуризация естественных монополий (на примере РАО ЕЭС)

САНКТ-ПЕТЕРБУРГСКИЙ НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ  ИНФОРМАЦИОННЫХ ТЕХНОЛОГИЙ, МЕХАНИКИ И ОПТИКИ

Кафедра экономической теории и бизнеса

РЕФЕРАТ

по экономике

на тему: Реструктуризация естественных монополий (на примере РАО ЕЭС)

Выполнила: студентка группы 2231

Мухамадиярова Ю.А.

Проверил: преподаватель

Григорьев И.В.

2011

Оглавление

Введение. Естественная монополия  3

История РАО "ЕЭС России" . Этапы реструктуризации 4

Результаты реструктуризации  7

Данные в числах 10

Прогнозы развития отрасли после реструктуризации 12

Заключение 14

Список литературы 15

Введение. Естественная монополия ¹

Чтобы понять, что представляет собой реструктуризация естественных монополий, нужно понимать, что такое  «естественная монополия». Отрасль является естественной монополией, если одна-единственная фирма обеспечивает рынок каким-либо товаром или услугой с меньшими издержками, чем это удалось бы двум или более конкурентам. Естественная монополия возникает в тех случаях, когда выпуск продукции выше необходимого уровня сопровождается экономией масштаба. На рисунке отображены средние совокупные издержки фирмы, имеющей экономию от масштаба производства. В этом случае при любом объеме выпуска издержки минимальны тогда, когда продукцию выпускает единственная фирма. Такой фирмой являлось открытое акционерное общество РАО «ЕЭС России».

Если фирма является естественным монополистом, возможности подрыва  ее власти вновь вступающими на рынок  конкурентами минимальны. Неуверенно могут чувствовать себя монополии, не обладающие ключевыми производственными  ресурсами или полностью зависящие  от решений правтельства. Монопольно высокая прибыль привлекает новых  желающих вступить на рынок, конкуренция  обостряется. Напротив, вступление на рынок естественной монополии бесперспективно, так как конкуренты прекрасно  понимают, что не смогут добиться таких  низких, как у монополиста, издержек, потому что при вступлении новой  фирмы доля рынка, приходящаяся на каждого  субъекта, уменьшится. Исходя из этого определения, в этом реферате мне хочется разобраться, что толкнуло к проведению реформы монопольной отрасли электроэнергетики, и к чему она привела.

История РАО "ЕЭС России" . Этапы реструктуризации²

Российская электроэнергетическая  монополия, прекратившая свое существование 1 июля 2008г. На момент ликвидации капитализация  РАО "ЕЭС России" достигала 50 млрд долл., холдинг владел более 72% установленной  мощности всех электростанций России и 96% протяженности всех линий электропередачи. Доля компаний РАО ЕЭС в выработке  электроэнергии в стране составляла не менее 70%, а в производстве тепла - около 30%. Акции компании торговались  на фондовых биржах РТС и ММВБ, а также на зарубежных площадках в США, Великобритании, Германии и Австрии. Акции РАО ЕЭС входили в число "голубых фишек"³ и являлись одними из самых ликвидных бумаг. Биржевые торги акциями холдинга прекратились 6 июня 2008г. Из 15 лет существования РАО ЕЭС 10 лет пришлось на реформирование электроэнергетической отрасли под руководством Анатолия Чубайса и его команды.

Решение о создании Российского  открытого акционерного общества энергетики и электрификации "ЕЭС России" принимал президент Борис Ельцин в 1992г. (указы от 15 августа 1992г. N923 и  от 5 ноября 1992г. N1334). Тогда РАО ЕЭС  были переданы имущество и акции  тепловых и гидроэлектростанций, магистральные  линии электропередачи, система  диспетчерского управления, пакеты акций  региональных энергетических компаний и отраслевых научно-проектных и  строительных организаций. Исключение составили четыре энергосистемы - Иркутской  и Новосибирской областей, Башкирии и Татарстана. В этих компаниях  государственные доли не были переданы РАО ЕЭС на основании межправительственных соглашений (например, "Татэнерго") или судебных решений ("Иркутскэнерго"). В "Новосибирскэнерго" и "Башкирэнерго" передача госпакетов не позволила РАО  ЕЭС получить контроль над компанией. Реформирование независимых от РАО  ЕЭС энергосистем не завершено до сих пор.

В период с 1992г., то есть с  момента образования, по 1997г. президентом  и председателем совета директоров РАО ЕЭС был министр топлива  и энергетики РФ, затем председатель комитета Минтопэнерго Анатолий Дьяконов. Во время его руководства, в частности, была введена система взаимозачетов  при оплате электроэнергии, в результате к 1997г. денежный поток РАО ЕЭС был минимальным. Финансовые проблемы компании послужили одним из поводов для отставки А.Дьяконова. Сама должность президента компании была заменена на пост председателя правления, которым был назначен нижегородец Борис Бревнов, земляк тогдашнего первого вице-премьера Бориса Немцова. В январе 1998г. деятельность Б.Бревнова была подвергнута критике на совещании у министра топлива и энергетики Сергея Кириенко (сейчас - глава ГК "Росатом"), а совет директоров РАО ЕЭС под председательством А.Дьяконова простым большинством принял решение об отставке главы компании.

30 апреля на пост председателя  правления РАО ЕЭС был избран  экс-министр финансов Анатолий Чубайс. В июне 1999г. главой совета директоров холдинга стал Александр Волошин, тогда занимавший пост главы администрации президента. С тех пор вплоть до окончания существования РАО ЕЭС, несмотря на неоднозначность оценок работы компании и ее реформирования, ни глава правления, ни председатель совета директоров уже не менялись.

К моменту, когда председателем  правления РАО ЕЭС был назначен А.Чубайс, компания находилась фактически в состоянии финансового кризиса, ряд энергокомпаний холдинга стояли перед реальной угрозой банкротства, а уровень неплатежей составлял  от 20% и более: на начало 1998г. задолженность  потребителей превышала 100 млрд руб. Развитие РАО ЕЭС началось с финансового  оздоровления. Путем конфликтов с  региональными администрациями, в  числе которых были Чечня и  Дагестан, и даже такими серьезными организациями как армия, компании к 2000г. удалось достичь 100%-ного уровня оплаты и урегулировать задолженность. В том же году энергетика России вернулась к параллельной работе с системами электроснабжения стран  СНГ. Но, тем не менее, до 2003 года не было ни одной российской компании, в которой бы цена акции за последние полтора года упала бы на 60 процентов. Также РАО ЕЭС стала единственной крупной компанией, производительность труда и объемы производства в которой в 2002 меньше, чем в 1998 году. «За последние буквально полтора-два года рыночная капитализация компании упала аж в три раза фактически на 6 миллиардов долларов. А при потерях такого рода, в общем, в любой другой стране, в любой другой компании менеджмент автоматически покидает свои места. Потому что таким образом он демонстрирует удручающую некомпетентность и удручающий непрофессионализм. Одновременно численность занятых там возросла. Вещь абсолютно невероятная. Так что я бы еще раз сказал, это национальная беда, это национальная угроза, и в общем, в известной степени, национальный позор", - так оценивал ситуацию советник президента Андрей Иллароинов в 2002 году.⁴

В 2003г. уже новый президент  РФ - Владимир Путин - подписал законы о реформировании электроэнергетической отрасли страны. До этого момента основные активы холдинга РАО ЕЭС были объединены в региональные вертикально интегрированные энергокомпании: 72 АО-энерго осуществляли производство, передачу по сетям и сбыт электроэнергии и тепла. В ходе реформы АО-энерго были разделены по видам деятельности на генерирующие, распределительные (сетевые), сбытовые и сервисные компании. Теперь, после ликвидации РАО ЕЭС, в экономике страны самостоятельно существуют: ОАО "Системный оператор", ОАО "Федеральная сетевая компания ЕЭС", ОАО "Русгидро" (до 26 июня 2008г. - ГидроОГК), шесть генерирующих компаний оптового рынка, 14 территориальных генерирующих компаний, 12 межрегиональных распределительных сетевых компаний (перейдут в управление ОАО "МРСК Холдинг"), региональные энергосбытовые компании, ОАО "РАО Энергетические системы Востока" и ОАО "Интер РАО ЕЭС". Как и предполагалось, ОГК/ТГК и сбыт стали частными, в остальных компаниях контроль сохранило государство.

В том же 2003г. в России появился сектор свободной торговли электроэнергией на оптовом рынке  электроэнергии (ФОРЭМ). С этого момента  началась подготовка к постепенному переходу на стопроцентно либерализованные торги электроэнергией. С 1 сентября 2006г. в России появился новый рынок  электроэнергии и мощности, сегодня  по свободным ценам на нем расторговывается 25% объемов электроэнергии.

Сложнейшим испытанием для  РАО ЕЭС и энергетики в целом  стал московский энергокризис 2005г. Тогда  из-за пожара на подстанции "Чагино" 25 мая с.г. было нарушено электроснабжение не только нескольких районов Москвы, но еще и Московской, Тульской и  Калужской областей. Некоторое время  стоял вопрос об эвакуации жителей  из пострадавших районов столицы, а  также об отставке А.Чубайса (эту  идею, в частности, активно поддерживал  мэр столицы Юрий Лужков). Авария через сутки была ликвидирована. Впоследствии А.Чубайс назовет подстанцию "Чагино" "магическим местом" - в мае 2008г. подстанция снова загорелась, правда, теперь без последствий для жизни страны. Авария на "Чагино" заставила еще раз обратить внимание на техническое состояние объектов электроэнергетики. Их изношенность к моменту аварии иногда составляла 60-80%. В 2006г. правление РАО ЕЭС принимает инвестиционную программу до 2010г.  Сейчас инвестпрограмма энергокомпаний РАО ЕЭС составляет 4,2 трлн руб., а объем запланированных до 2012г. вводов - около 40 ГВт. В 2008г. у России появился долго ожидаемый документ - Генеральная схема размещения энергообъектов до 2020г., в которую в том числе встроена инвестпрограмма РАО ЕЭС.

Для того чтобы привлечь инвестиции в отрасль, РАО ЕЭС  в период с 2006г. по 2008г. осуществило  серию продаж генерирующих и сбытовых компаний: они, согласно энергореформе, должны были перейти в частные  руки. На сегодняшний момент новых  стратегических собственников нашли  практически все компании, а объем  привлеченных средств приближается к 1 трлн руб. В отрасли после РАО  ЕЭС появились новые крупные  игроки. Это не только новые владельцы  генерации, среди которых стоит  назвать Газпром, КЭС, СУЭК, иностранные Enel, E.On, RWE и Fortum, но и государственные ФСК ЕЭС, "Русгидро", "Интер РАО ЕЭС", "МРСК Холдинг". Менеджмент РАО ЕЭС перед уходом пообещал, что стоимость этих компаний на фондовом рынке может превысить стоимость alma mater на 40%.

Управление электроэнергетикой после РАО ЕЭС перешло к  Минэнерго РФ, руководителем которого в мае 2008г. был назначен Сергей Шматко. Кроме того, создана саморегулирующая организация НП "Совет рынка", в которую вошли основные участники энергорынка - от поставщиков электроэнергии до их потребителей.

Результаты  реструктуризации ⁵

Одной из основных целей  реформы РАО ЕЭС, согласно замыслу  ее создателей и воплотителей, было желание привлечь частных инвесторов в отечественную электроэнергетику. Подразумевалось, что "частники" снимут с государства изрядную долю нагрузки по введению новых мощностей, и при этом будут конкурировать между собой, внедряя новые технологии и снижая цены для конечных потребителей.

Этого не произошло. Тарифы для потребителей как росли, так и продолжают расти. А с вводом новых мощностей сложилась двойственная ситуация. С одной стороны, за один только 2011г. в строй введено электростанций больше, чем за несколько предыдущих лет. С другой - события текущего года привели к тому, что ряд компаний (в основном государственных) уже заявил о грядущем сокращении капитальных затрат, а остальные пока ограничиваются выполнением минимального объема обязательств, взятого на себя при заключении договоров на предоставление мощности.

Чтобы понять, сколько же необходимо строить в России электростанций, следует обратиться к основополагающему документу – "Генеральной схеме размещения объектов электроэнергетики до 2020г. и в перспективе до 2030г.". Его разработчики предполагали, что схема должна корректироваться каждые три года и утверждаться правительством РФ. В частности, действующий сейчас актуальный вариант документа был утвержден правительством РФ летом 2010г.

В соответствии с прогнозом, изложенным в схеме, электропотребление в России должно расти на 2% в год  и к 2030г. увеличиться до 1 трлн 553 млрд кВт/ч с текущих 1 трлн 21 млрд кВт/ч.

Однако прогноз этот, как  неоднократно заявлял один из авторов  схемы размещения объектов, бывший замминистра топлива и энергетики России, гендиректор Агентства по прогнозированию балансов в электроэнергетике (АПБЭ) Игорь Кожуховский, во многом основывается на том, что в период действия документа в России будут внедряться энергосберегающие технологии, а также на постулате повышения энергетической эффективности российской экономики, то есть на идеальных факторах. В действительности же потребности экономики в новых мощностях и, как следствие, инвестициях могут быть значительно выше.  

К сожалению, фактический ввод новых генерирующих мощностей существенно отстает от запланированных объемов. Например, в период с 2001 по 2005гг. в стране было введено в строй новых мощностей на 9,5 ГВт, в то время как с учетом генсхемы и необходимости замены действующего оборудования в ближайшие 20 лет, потребность в новых мощностях составляет 173 ГВт. Другими словами, каждый год, а не за пятилетку (как сейчас), российская электроэнергетика должна прирастать в среднем на 8,6 ГВт новых мощностей. Такой объем выводов и вводов генерирующих мощностей удержит к 2030г. средний возраст оборудования на уровне 50 лет. В точных цифрах несостоятельность концепции видна в следующей главе.

Данные  в числах⁶

Структура установленной  мощности и выработки электрической энергии генерирующими компаниями России. Суммарная установленная мощность по данным АПБЭ составляет в России 215 Гвт (по данным в 2010 году). 60% установленной мощности принадлежит государству, 30% от совокупной мощности принадлежит российским частным компаниям, остальные 10% принадлежат иностранным инвесторам. Что касается фактической выработки электрической энергии, то тут ситуация следующая: 57% электрической энергии выработано в 2010 году на мощностях, принадлежащих государству, 29% на частных российских мощностях и 14% на мощностях, принадлежащих иностранным инвесторам.

Валовая выручка от реализации тепловой и электрической энергии в России в 2010 году составила 2,5 триллиона рублей. Из них на долю электрической энергии приходится 1,5 триллиона рублей, а на долю тепловой энергии, соответственно, 1 триллион рублей.

Прогноз цены на электрическую  энергию до 2030 года для конечных потребителей в ценах 2010 года:   

Прогнозная динамика электропотребления и теплопотребления до 2030 года:  

Особое внимание в рамках создания энергетической платформы  будет уделяться выводу из эксплуатации физически изношенного и морально устаревшего оборудования. До 2020 года в основном планируется вывод из эксплуатации генерирующего оборудования, не экономичного с точки зрения новых технологий. Всего к 2030 году планируется вывести из эксплуатации 70 ГВт установленной мощности генерирующих станций. В том числе 17 ГВт мощности атомных электростанций и 53 ГВт тепловых мощностей (ТЭС). Темпы демонтажа по прогнозу должны составить 4-5 ГВт в год. Текущий темп демонтажа в 2010 году составляет около 0.4 ГВт в год.

Ввод новых  электрогенерирующих мощностей. В соответствии с прогнозом, существует два сценария ввода новых генерирующих мощностей до 2030 года. В рамках прогноза максимальный сценарий предусматривает ввод 230 ГВт новых мощностей до 2030 года. Базовый прогнозный вариант предусматривает ввод 170 ГВт новых генерирующих мощностей. Темпы вводов нового генерирующего оборудования. Для того, чтобы удовлетворить прогнозному объему вводов новых станций, необходимо увеличить темп вводов нового генерирующего оборудования до 8.5-10 Гвт в год. На сегодняшний день темп вводов нового генерирующего оборудования составляет менее 2 ГВт в год.

Прогнозы  развития отрасли после реструктуризации⁷

Теперь можно посмотреть, каким образом и за счет чего должна выполняться эта амбициозная, но в то же время минимальная задача. Как уже не раз заявляли участники процесса, механизм договоров по предоставлению мощности (ДПМ) показал себя достаточно эффективным: инвесторы, взявшие на себя при приватизации РАО ЕЭС определенные обязательства по строительству электростанций, действительно их выполняют, к чему их, с одной стороны, стимулирует гарантированная окупаемость капитальных и эксплуатационных затрат в течение 10 лет после ввода соответствующих мощностей, с другой - штрафные санкции за срыв сроков их ввода. В результате в текущем году появилось более 6 ГВт новой мощности, что в три раза превышает среднегодовой показатель последних лет. Львиная доля этих вводов (80%) пришлась именно на строительство в рамках реализации ДПМ.

Своевременное выполнение энергетиками таких договоров дает надежду  на то, что и остальные инвестиционные планы тепловой генерации будут  выполняться. По крайней мере до тех  пор, пока существует обязательная программа, рассчитанная до 2016г. Однако возникает  вопрос: что будет с вводом новых  мощностей после ее выполнения? Если исходить из Генеральной схемы, разрыв между потребностями российской экономики и теми мощностями, которые  планируют вводить компании, растет уже теперь. В среднем разница  составляет по 1 ГВт ежегодно до 2015г. Соответственно, планы после 2016г. являются еще более туманными и в  данный момент прописаны лишь на треть. По оценке консалтинговой фирмы A.T.Kearney, даже после реализации всех ДПМ и без учета вывода устаревшего оборудования дефицит электрогенерации в России к 2020г. может составить минимум 18 ГВт, или 8% от всей установленной мощности.

Между тем, если сопоставить  вводимые мощности и вложенные инвестиции, то, по данным АПБЭ, при примерно одинаковом объеме первых в прошлую и позапрошлую пятилетки, вторые (инвестиции) за это же время возросли в три раза. Обнадеживает то, что в период с 2011 по 2015гг. запланирован четырехкратный рост ввода новых мощностей при всего лишь двукратном увеличении капиталовложений.

Постепенное преобладание показателей по вводимым мощностям над ростом необходимых инвестиций свидетельствует о большой инерционности процесса. Что, в свою очередь, говорит о том, что для получения в ближайшие годы необходимого количества новых мощностей, инвестиционные планы нужно формировать уже сейчас. Пока же планы правительства планами компаний не подкрепляются. И существующий разрыв, по мнению главы АПБЭ, после 2016г. становится все более драматичным, представляя собой огромную проблему, которую нужно решать немедленно.

Хотя вряд ли стоит удивляться, что генерирующие компании не строят долгосрочных инвестиционных планов, ограничиваясь (в лучшем случае) программами  на пару ближайших лет или "концепциями  развития" на отдаленную перспективу. Последний год наглядно показал, чего могут стоить все эти планы. Если, например, с 2011г. ожидалась полная либерализация оптового рынка электроэнергии, то фактически ее не произошло. 60% установленной мощности принадлежит государству, 30% от совокупной мощности принадлежит российским частным компаниям, остальные 10% принадлежат иностранным инвесторам .Правительство оставило за собой право увеличивать долю электроэнергии, поставляемой генератором на оптовый рынок по регулируемым договорам (то есть по цене, определяемой Федеральной службой по тарифам) в объеме до 35% от общей выработки.

Стоит напомнить, что именно в течение последнего года наметилась обратная реформе РАО  ЕЭС тенденция: владельцы ряда крупных  активов заявили о намерении  избавиться от них (или уже избавились), продав или передав в управление еще более крупным компаниям, подконтрольным государству.

И уже под занавес текущего года экспертная группа при вице-премьере РФ Игоре Шувалове предложила существенно  изменить саму модель оптового рынка  электроэнергии, установив единую цену на электроэнергию и мощность, которые  до сих пор оплачивались раздельно. И дело не только в том, что пока малопонятно, каким образом может  функционировать новая модель, сколько  в том, что частные инвесторы  лишний раз убедились: государство всегда может перевести рыночную модель в режим ручного регулирования.

Надо сказать, что весенние меры правительства по сдерживанию  тарифов, по оценке аналитика инвестиционной фирмы OLMA Романа Габбасова, сократили  выручку в секторе электроэнергетики  в целом примерно на 3%, что не является критичным для отрасли. "Здесь  скорее было больше паники со стороны  инвесторов, связанной с вмешательством государства", - полагает аналитик. Но не вмешиваться государство не могло,так как темпы прироста в последние годы цен на электроэнергию для промышленных потребителей превысили одобренный государством предельный уровень в 15%.

Заключение

В заключение было бы справедливым отметить, что совершенствование  модели отечественного рынка продолжается. Например, обсуждается применение схемы, аналогичной ДПМ, по отношению к  процессу модернизации старых мощностей. В свою очередь, реализация генсхемы размещения объектов электроэнергетики, по словам одного из ее авторов, И.Кожуховского, предполагает, в числе прочего, введение принципа take or pay (бери или плати) при  заключении договоров между генераторами, сетевыми компаниями и крупными потребителями, который призван закрепить их взаимную ответственность.⁸ "Чтобы не было таких ситуаций, когда генерация введена, сеть построена, а потребитель, который планировал строительство, исчез, и нет его", - прокомментировал И.Кожуховский. Хотя, сейчас, по словам другого эксперта Анатолия Голомолзина, метод регулирования, основанный на возвратности на вложенный капитал, был призван оптимизировать инвестиционные программы сетевых компаний и способствовать снижению тарифов на передачу.⁹ Но по факту такое тарифообразование оказалось таким же затратным механизмом, что применялся ранее, с той разницей, что теперь в тарифе учитываются не прошлые, а будущие затраты.

При этом существуют идеи, позволяющие  стимулировать, в свою очередь, ответственность  и генерирующих компаний. Например, в части модернизации уже имеющихся  мощностей. В частности, путем принятия новых технических регламентов  с повышенными требованиями к  энергетическому оборудованию или  путем повышения платы за негативное воздействие на окружающую среду, и  последующего ее возврата в компании для целевых инвестиций в природоохранные  мероприятия. К сожалению, время, отпущенное на то, чтобы в будущем не допустить  дефицита генерирующих мощностей, стремительно уходит. Остается лишь надеяться, что  оно не будет упущено совсем.  

Список  литературы

1. Глава 15 «Монополия», книга «Принципы экономикс», Г.Мэнкью, изд. Питер,1999.
2. Статья «РАО «ЕЭС России»», сайт РосБизнесКонсалтинг, http://www.rbc.ru/companies/raoees.shtml
3. Статья «Профиль компании», сайт РАО «ЕЭС России», http://www.rao-ees.ru/ru/info/history/show.cgi?prof.htm
4. Статья «А что такое "голубые фишки" в России?», сайт Личные деньги, http://www.personalmoney.ru/txt.asp?sec=0&id=1909043
5. Статья «Илларионов: РАО ЕЭС - позор России», сайт Вести.Ru, http://www.vesti.ru/doc.html?id=11647
6. Статья «Гигаватт под вопросом: Россию ждет дефицит генерирующих мощностей», сайт РосБизнесКонсалтинг, http://top.rbc.ru/economics/07/12/2011/628656.shtml
7. График «Вывод из эксплуатации оборудования», сайт АПБЭ, http://www.e-apbe.ru/
8. Статья «Прогноз развития электроэнергетики в России», сайт Tutorbook, http://www.tutorbook.ru/node/103
9. Статья «Реформа провалена. Всем спасибо», сайт Эксперт-онлайн, http://expert.ru/expert/2011/11/reforma-provalena-vsem-spasibo/.

¹ из главы книги «Принципы экономикс», Н.Грегори Мэнкью, изд. Питер, 1999

²Текст из статей с сайта РосБизнесКонсалтинг, http://www.rbc.ru/companies/raoees.shtml, и сайта РАО «ЕЭС России», http://www.rao-ees.ru/ru/info/show.cgi?content.htm

³ "голубая фишка" - это ценная бумага с высокой ликвидностью, долгой историей и обязательно со стабильными показателями получаемых доходов и выплачиваемых дивидендов (http://www.personalmoney.ru/txt.asp?sec=0&id=1909043).

⁴ Из статьи с сайта Вести.Ru http://www.vesti.ru/doc.html?id=11647

⁵ Текст из статьи «Гигаватт под вопросом: Россию ждет дефицит генерирующих мощностей» с сайта РосБизнесКонсалтинг, http://top.rbc.ru/economics/07/12/2011/628656.shtml

⁶ Текст из статьи «Прогноз развития электроэнергетики в России» с сайта http://www.tutorbook.ru/node/103

⁷ Из статьи «Гигаватт под вопросом: Россию ждет дефицит генерирующих мощностей» с сайта РосБизнесКонсалтинг, http://top.rbc.ru/economics/07/12/2011/628656.shtml

⁸ Из статьи «Гигаватт под вопросом: Россию ждет дефицит генерирующих мощностей» с сайта РосБизнесКонсалтинг, http://top.rbc.ru/economics/07/12/2011/628656.shtml

⁹ Из  статьи «Реформа провалена. Всем спасибо» с сайта Эксперт-онлайн, http://expert.ru/expert/2011/11/reforma-provalena-vsem-spasibo/