Публикации - Электроэнергетика

Наталья Порохова: От чего зависит успех или провал реформы

На заре реформы электроэнергетики России, в начале 2000-х гг., вышло достаточно много публикаций о зарубежном опыте либерализации электроэнергетических рынков. Но в то время практически ни одна страна мира еще не завершила преобразование электроэнергетического сектора. Сегодня же результаты получили многие страны Европы, Америки, Азии и Россия, которая по степени либерализации электроэнергетического рынка скоро выйдет на одно из первых мест в мире. Это дает повод вновь «заглянуть» за рубеж.

Дерегулирование электроэнергетической отрасли является самым сложным из всех процессов реформирования естественных монополий. В силу специфики электроэнергетики как отрасли, в которой производство, передача и потребление электроэнергии неотделимы друг от друга, ее реформирование представляет собой, по сути, экономическое разделение единого технологического процесса. Поэтому чрезвычайно важным в анализе эффективности реформирования электроэнергетики является то, как она была организована до этого. А наше исследование показало, что как раз «точка отсчета», т.е. дореформенное состояние электроэнергетики, является ключевым в положительном результате реформ или, наоборот, их провале.

Точка отсчета

Естественные монополии в электроэнергетике большинства стран сформировались в первой трети прошлого столетия, заменив существовавший до этого стихийный конкурентный рынок. Несколько десятилетий при такой модели рынка обеспечивался быстро растущий спрос на электроэнергию, формировались национальные и даже межгосударственные объединения энергосистем.

Здесь можно выделить две основные модели организации электроэнергетической отрасли - локальная монополия и государственная монополия.

Первая модель, локальной монополии, сформировалась в странах с традиционно высокой ролью частного капитала в экономике. Примером могут служить США, Канада, Австралия, Германия, Япония и др.

Например, в США до начала регулирования насчитывалось 3152 энергокомпании, из которых 2009 принадлежали правительствам штатов и муниципальным органам власти, 230 - частным собственникам, 894 - кооперативам, 9 - федеральному правительству, 73 представляли собой коммунальные округа*. В штатах, которые не реформировали электроэнергетическую отрасль (31 из 50), модель локальной монополии сохранилась. Энергокомпании, являющиеся локальными монополистами, имеют закрепленные за ними зоны обслуживания (рис. 1).


 

*Коммунальные электроэнергетические округа являются общественными некоммерческими организациями, которые по особенностям функционирования, территориальной организации и структуре представляют собой политико-административные образования. Они охватывают определенные территориальные зоны, которые объединяют всех потребителей электроэнергии. В общественной собственности находятся электростанции и ЛЭП, контроль над которыми осуществляется Советом директоров, выбираемым раз в несколько лет общим голосованием, в котором принимают участие все жители округа. В отличие от других компаний, контролируемых федеральными правительством, правительствами штатов и муниципалитетов, коммунальные округа не получают государственного субсидирования. Они сами осуществляют строительство электроэнергетических объектов, их ремонт и модернизацию. Коммунальные электроэнергетические округа существуют в 16 штатах.

 


Основную долю рынка электроэнергии США занимают частные компании. Несмотря на то, что их только 8% от общей численности всех энергокомпаний, по производству электроэнергии и объему ее продажи конечным потребителям они в 3 раза превосходят все остальные энергокомпании вместе взятые. Регулируют энергокомпании региональные органы исполнительной власти. Территориальная мозаичность электроэнергетики США стала следствием монополистического раздела начала ХХ века. Результатом развития отрасли как локальной монополии стали слабые межрегиональные электрические связи. В США так и не сформировалась единая энергосистема (в смежных штатах США (без учета Аляски и Гавайских о-вов.) существуют три энергосистемы).


 

Интересно заметить, что конкуренция, близкая к совершенной, в электроэнергетике действительно существовала. Это было характерно для первых этапов развития отрасли, когда рынок электроэнергии формировался стихийно. Первые электроэнергетические компании начали появляться в 1880-х гг. и представляли собой изолированно работающие небольшие электростанции на постоянном токе низкого напряжения с собственными электрическими сетями, проложенными к их потребителям, т.е. энергокомпании изначально являлись ВИК. При этом существовала очень жесткая конкуренция между энергокомпаниями за потребителей. Высокие удельные потери электроэнергии при ее передаче на низком напряжении ограничивали дальность передачи электроэнергии несколькими километрами. В результате строительство электростанций осуществлялось компактно в крупных городах, а расположенные по соседству потребители могли получать электроэнергию от разных электростанций, принадлежащих разным собственникам. Конкуренция на рынке электроэнергии и технологические усовершенствования процесса в области производства и передачи электроэнергии способствовали постоянному снижению цен. К началу XX века, например, в США цена на электроэнергию для населения снизилась на 30%. С появлением высоковольтных линий, внедрением трехфазных электрических машин и трансформаторов в конце XIX века появилась возможность передачи электроэнергии на дальние расстояния, что способствовало развитию энергосистем и монополизации рынка.

 


worldenergy_july_2008_1

Вторая модель развития электроэнергетики как вертикально-интегрированной компании - государственная монополия. Эта модель предполагает, что монополистом внутри страны является одна государственная компания, регулируемая государством. В условиях единой организационной структуры отрасли развивалась электроэнергетика стран социалистического лагеря и многих стран Европы.

В бывших странах плановой экономики - в первую очередь, в СССР - электроэнергетика развивалась в сторону все большей интеграции - от отдельных региональных энергосистем к объединенным энергосистемам регионов и единой энергосистеме страны. Соответственно, следствием интеграции стало создание развитых межсистемных электрических сетей, позволяющих передавать большие потоки электроэнергии между регионами. Такая модель обеспечивает высокую надежность поставок электроэнергии и минимизацию издержек за счет экономии от масштаба. Так, в СССР была создана крупнейшая в мире объединенная энергосистема, которая в том числе позволяла использовать эффект смещения пиков электропотребления в разных часовых поясах.

Модель государственной монополии получила развитие и в странах с рыночной экономикой. Классический пример - Франция. В 1946 г. было подписано распоряжение президента страны «О передаче государству функций по производству, транспортировке и поставке электроэнергии», которое фактически стало указом о национализации отрасли и дало рождение Electricite de France (EDF) - государственной электроэнергетической монополии. В первые послевоенные годы развитие французской электроэнергетики в значительной мере было обеспечено за счет средств, направлявшихся из США в рамках «плана Маршалла» для восстановления Западной Европы.

В то же время ни американское финансирование, ни рыночная экономика не помешали развитию французской электроэнергетики на принципах государственного стратегического планирования. На первой стадии восстановления электроэнергетики был почти полностью задействован гидропотенциал страны, а на втором - реализовано масштабное строительство ТЭС на угле и мазуте. К середине 50-х годов EDF уже полностью обеспечивала все увеличивающиеся потребности в электроэнергии.

Эти же принципы, заложенные в самом начале существования EDF, позднее позволили в кратчайшие сроки перенацелить вектор развития отрасли в сторону атомной энергетики. В 1955 г. впервые была предложена программа многоблочного строительства атомных электростанций - планировалось вводить один блок каждые полтора года, таким образом к 1965 г. предусматривался запуск 800 МВт. В 1969 г. французские атомщики отказались от газографитовых реакторов и перешли на американские водо-водяные (PWR) типы блоков высокой мощности (900-1100 МВт), что дало предпосылки для создания эффективной национальной атомной энергетики.

Мировой энергетический кризис начала 70-х заставил власти Франции задуматься об оптимизации структуры топливно-энергетического баланса (ТЭБ) страны для обеспечения национальной энергетической безопасности. Помимо антикризисных мер по повышению энергоэффективности потребления топливно-энергетических ресурсов (ТЭР), было принято решение об увеличении доли атомной энергии в ТЭБ страны. В 1974-1975 гг. было начато сооружение 13 атомных блоков по 900 МВт каждый, и уже в 1977 г. первый из них, расположенный в Фессенхайме, начал выработку электроэнергии. В итоге уже в начале 1980-х Франция столкнулась с перепроизводством электроэнергии и начала ее экспортировать. Среди потребителей дешевой французской электроэнергии оказались Великобритания, Италия, Германия, Бельгия, Швейцария, Испания.

Таким образом, основными преимуществами развития отрасли по второй модели являются:

Эти преимущества в большей степени выражены именно в модели государственной монополии.

Недостатки модели организации отрасли как вертикально-интегрированной компании не носят отраслевой специфики и аналогичны недостаткам других естественных монополий - это асимметричность информации у власти как регулятора и у компании-монополиста, а также отсутствие стимулов к повышению эффективности производства.

В 1970-80-е гг. начали проявляться определенные недостатки регулируемых монополий в электроэнергетике: высокие тарифы на электроэнергию в ряде стран, излишние резервы генерирующих мощностей (до 30-40%), недостаточное внедрение достижений научно-технического прогресса и др.

Хотя главными причинами пересмотра подхода к организации электроэнергетики стали, скорее, факторы, не связанные непосредственно с недостатками вертикально-интегрированной модели.

Во-первых, росло недовольство общества энергетическими компаниями и регулирующими органами. Примечательно, что это недовольство было вызвано строительством электростанций любого типа: АЭС - из-за их высокой стоимости и проблем с безопасностью, ГЭС - из-за затопления сельскохозяйственных угодий, жилых территорий и возникающих проблем судоходства, угольных ТЭС - из-за загрязнения окружающей среды.

Во-вторых, кризис Бреттон-Вудской системы (отказ от золотовалютного паритета) положил начало периоду высокой инфляции в развитых странах, а энергетический кризис 1970-х привел к резкому росту цен на топливо. В результате стабильно и существенно росли постоянные и переменные издержки энергокомпаний, возмещавших, в свою очередь, увеличивающиеся расходы повышением тарифов. Это также вызывало недовольство потребителей, которые видели причину роста цен на электроэнергию в неэффективном регулировании.

Помимо субъективно-потребительского негативного фактора, в ряде ведущих экономик, например, в США, возникли технологические проблемы с надежностью энергоснабжения. Участились системные аварии, крупнейшая из которых произошла на Северо-Востоке США в 1965 году. Потребовались преобразования, направленные на устранение этих негативных процессов. Также в США и Австралии, где электроэнергетика функционирует в условиях локальных монополий, одной из целей дерегулирования было объединение рынков для увеличения перетоков между региональными энергосистемами.

На фоне общей тенденции к минимизации государственного регулирования экономики все эти процессы поставили на повестку дня вопрос об отказе от монополии и переходе к дерегулированию электроэнергетики. В результате в начале 1990-х гг. Великобритания, страны Скандинавии, некоторые штаты США реформировали свои энергосистемы с целью перехода к конкурентной модели в электроэнергетике. Импульсом к дерегулированию отрасли в Европе стала директива ЕС 1996 г. по электроэнергетике, направленная на создание единого рынка электроэнергии. Эта директива предложила две модели доступа производителей к сетевой инфраструктуре рынка: доступ сторонних участников (ДСУ, в западной терминологии - Third Party Access) и модель единственного покупателя (Single Buyer).

В итоге, в настоящее время уже несколько десятков стран перешли или переходят к конкурентной модели организации экономических отношений в электроэнергетической отрасли. Начался этот процесс и в России.

Модели конкурентного рынка

Модель конкурентного рынка в электроэнергетике предполагает введение любой формы конкуренции в производстве или сбыте электроэнергии. При этом передача и распределение электроэнергии, а также диспетчеризация в конкурентной модели организации экономических отношений в отрасли (так же, как и в вертикально-интегрированной) остаются монопольными и регулируемыми государством.

Формы организации конкуренции в электроэнергетике и степень ее остроты различаются в разных странах, приступивших к дерегулированию электроэнергетики. Их можно разделить на четыре типа.

Модель №1 - открытие доступа независимым производителям электроэнергии (доступ сторонних участников). Предполагает сохранение отраслевой структуры электроэнергетики, как ВИК, при создании недискриминационного доступа к инфраструктуре независимых производителей электроэнергии (НПЭ). Обычно эта модель является первым шагом к дальнейшей либерализации отрасли.

Впервые она была применена в США. Закон 1978 г. установил требования к энергокомпаниям - локальным монополистам покупать электроэнергию по цене не ниже себестоимости производства собственной электроэнергии. В результате на оптовом рынке электроэнергии США появились НПЭ. В 1992 г. был принят закон, который закрепил право НПЭ самостоятельно выходить на розничный рынок и устанавливать рыночные цены на электроэнергию, а локальных монополистов обязал предоставить недискриминационный доступ НПЭ к сетевой инфраструктуре. Сложность получения доступа к сетевой инфраструктуре стала одной из основных проблем НПЭ с самого момента их появления, т.к. энергокомпании всячески пытались ограничить их доступ к сетям. Даже при получении приказа от ФКРЭ энергокомпании всегда отдавали преимущество собственным генераторам, ссылаясь на системные ограничения.

Отсутствие недискриминационного доступа к инфраструктуре является главной проблемой реализации модели №1. Но если принять во внимание, что при сохранении ВИК недискриминационного доступа к инфраструктуре быть не может в принципе, то можно считать, что поставленные цели моделью достигаются. Проблема недискриминационного доступа связана отнюдь не с некорректным поведением и злоупотреблениями ВИК, а имеет четкое экономическое обоснование. При открытии входа на рынок для независимых производителей ВИК может потерять устойчивость, т.к. независимые производители всегда работают в наиболее рентабельных сегментах бизнеса, тем самым нарушая баланс внутреннего перекрестного субсидирования между производимыми ВИК товарами (услугами).

Модель №2 - модель единственного покупателя. В рамках этой модели конкурентным является сектор производства электроэнергии, который разделен между НПЭ. НПЭ конкурируют за право продажи электроэнергии единственному покупателю - специализированному закупочному агентству. Единственный покупатель является монополистом по покупке и поставке электроэнергии всем категориям потребителей, и его деятельность регулируется государством.

Данная модель была реализована в Италии, Португалии, Корее, Венгрии и некоторых других странах. Переход к этой модели осуществляется или путем отделения части генерирующих активов от компании-монополиста (Италия), или разделения и приватизации всего сектора генерации (Венгрия).

Модель единственного покупателя сохраняет преимущества вертикально-интегрированной модели при повышении эффективности управления генерирующими компаниями. Но, соответственно, сохраняются и недостатки вертикально-интегрированной модели, связанные с неэффективностью госрегулирования. Кроме того, добавляется основной риск либерализации электроэнергетической отрасли - недоинвестирование.

В большинстве случаев переход к рынку осуществлялся в условиях значительного резерва мощности, т.к. прежняя система ценообразования по регулированию нормы доходности способствовала избыточному инвестированию в отрасль. Избыточный резерв мощности и, соответственно, завышенные цены стали одной из причин перехода к конкурентной модели. В условиях конкуренции происходит минимизация расходов, часто за счет снижения инвестиций. Например, в Венгрии после приватизации энергосектора инвестиционная активность резко снизилась, в результате сегодня страна испытывает дефицит мощности и превратилась из нетто-экспортера в нетто-импортера электроэнергии.

Внедрение конкуренции в моделях №1 и №2 минимально, а отрасль фактически сохраняет вертикально-интегрированную структуру. Принципиальная реорганизация отрасли происходит в моделях №3 и №4, которые мы и будем в дальнейшем называть конкурентным рынком в электроэнергетике.

Модель №3 - конкуренция на оптовом рынке. В рамках этой модели конкурентным, как и в модели № 2, является и сектор производства электроэнергии, и сектор сбыта. В этом случае НПЭ конкурируют за право продажи электроэнергии оптовым покупателям, т.е. конкуренция затрагивает не только производителей, но и оптовых покупателей электроэнергии. Характерным признаком эффективности реализации данной модели реформирования является желание потребителей преодолеть лимит мощности, установленный в качестве порогового условия присоединения к оптовому рынку, и перейти к заключению прямых договоров на оптовом рынке. При этом тарифы на электроэнергию на розничном рынке остаются регулируемыми.

Основным преимуществом этой модели считается то, что при развитии конкуренции на оптовом рынке и получении ожидаемого эффекта от свободной конкуренции генерирующих компаний у государства сохраняется инструмент контроля ценообразования для конечных потребителей. Однако совмещение свободного и регулируемого секторов может оказаться главным риском модели. Отсутствие прямого влияния оптовых цен на розничные при росте свободных цен на электроэнергию на оптовом рынке и установлении регулятором заниженных розничных цен может привести к убыткам сбытовых компаний.

Классический пример подобного эффекта - энергетический кризис в Калифорнии в 2000-2001 гг., когда сбытовые компании были вынуждены покупать электроэнергию по свободным ценам, а на розничном рынке был установлен «ценовой предел» (price cap). Резкий рост цен на оптовом рынке привел к банкротству одной из крупнейших энергетических компаний США - Pacific Gas & Electric и веерным отключениям потребителей.

Инструментами минимизации риска может стать либо компенсация государством убытков сбытовых компаний, либо проведение мероприятий по сдерживанию роста цен на оптовом рынке.

Например, в Испании, где был либерализован только оптовый рынок электроэнергии, применяется механизм Competition Transition Costs (плата за переход к конкурентной модели рынка - СТС). Правительство устанавливает рассчитываемый усредненный уровень издержек для производства, передачи и распределения электроэнергии и компенсирует компаниям «тарифный дефицит» между агрегированным тарифом, который платят розничные потребители, и установленными издержками. Механизм распространяется только на компании, действовавшие на момент подписания в 1996 г. протокола между правительством и производителями. Объем выплат рассчитывается для всего сектора, однако его распределение в долях между четырьмя крупнейшими игроками фиксировано (табл. 1). Сумма компенсаций по СТС на переходный период ограничена 11,95 млрд евро. Также был установлен уровень цен, ниже которого компаниям выплачиваются компенсации, - 3,61 евроцента/кВт•ч.

Табл. 1. Доли энергокомпаний Испании на рынке электроэнергии и в выплатах субсидий

Компания

α = Доля в субсидиях, %

м = Доля на оптовом рынке электроэнергии, %

Endesa

51,2

39

Iberdrola

27,1

26

Union Fenosa

12,9

11

Hidrocantabrico

5,7

6

другие

0

18

Прибыль испанских компаний, работающих на рынке, можно представить следующей формулой:

πi = p•qi + (t - p)•Q•αi - Ci(qi),

где π - прибыль компании i, р - цена на оптовом рынке, q - объем электроэнергии, проданной компанией i, t - регулируемый тариф потребителя, Q - объем проданной электроэнергии на рынке в целом, αi - доля компании i в государственных компенсациях, C - издержки компании i.

Если представить долю компании на рынке электроэнергии, как mi = qi /Q, то получается:

worldenergy_july_2008_2

Отсюда видно, что рост цен на рынке выгоден компании, когда ее доля на рынке выше ее доли в распределяемых государством субсидиях, и, наоборот, невыгоден, когда ее доля на рынке ниже доли в получаемых субсидиях (mi - αi).

Механизм государственных компенсаций привел к следующим последствиям:

(11,95 млрд евро), то образовался нижний предел цены, при котором компании получают максимальные компенсации;

В результате цены на рынке электроэнергии Испании с начала либерализации выросли достаточно слабо, что является главным преимуществом применения механизма государственных компенсаций (Табл. 2).

Табл. 2. Цены на электроэнергию на испанском оптовом рынке электроэнергии OMEL, евроцентов/кВт·ч

 

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

Минимальная

0,751

0,871

0,001

0,000

0,000

0,000

0,287

1,431

0,100

Средняя

2,564

2,672

3,183

3,150

3,889

3,026

2,874

5,573

5,569

Максимальная

6,022

5,154

9,015

11,325

15,841

9,057

6,608

12,704

11,802

Объем торгов (ГВт·ч)

154,5

162,8

171,6

177,36

184,6

198,04

201,8

223,29

-

Среди отрицательных последствий применения механизма стоит отметить следующие:

Поэтому опыт реформирования электроэнергетики Испании вряд ли можно признать удачным. Подлинной причиной этого стал конфликт между Директивами ЕС, понуждающими к либерализации рынка электроэнергетики, и отсутствием реальной необходимости в их претворении в условиях фактически замкнутой испанской энергосистемы. До либерализации испанская энергетика, строившаяся на принципах централизованного планирования, справлялась со спросом в стране, а ее структура была одной из самых передовых в мире. Применение механизма СТС сделало испанскую энергетику непривлекательной для новых игроков, законсервировав ее структуру.

Таким образом, механизм либерализации только оптового рынка неизбежно требует от государства субсидирования участников рынка. При этом полностью теряются преимущества вертикально-интегрированной модели в части надежности энергоснабжения и экономии от масштаба производства.

Модель №4 - конкуренция на оптовом и розничном рынках - предполагает полную либерализацию, т.е. право выбора поставщиков электроэнергии получают как оптовые, так и розничные потребители.

Вопрос о возможности создания полностью конкурентного рынка в электроэнергетике до сих пор остается открытым. В частности, пока не получены ответы на следующие вопросы:

По пути создания конкурентного рынка в электроэнергетике пошли Великобритания, США, Австралия, страны Скандинавии и др. При этом есть как положительные, так и отрицательные примеры либерализации энергетического сектора. На наш взгляд, результат реформирования, т.е. наличие агрегированного эффекта от конкуренции, превосходящего преимущества ВИК, зависит от начальных условий: была это модель локальной или государственной монополии.

Модель локальной монополии в меньшей степени, чем единой государственной, испытывала положительные эффекты развития в рамках ВИК. Во-первых, слабые межсистемные связи обусловливали низкую надежность энергосистемы, во-вторых, в условиях региональных энергосистем не в полной мере реализовывался эффект масштаба. Поэтому в странах, электроэнергетика которых организована по типу локальной монополии, целью перехода к рыночным отношениям была интеграция рынков и увеличение перетоков между региональными энергосистемами.

В случае же с реформированием единой государственной монополии неизбежно происходит дезинтеграция системы и потеря преимуществ, которыми локальная монополия не обладала. Иными словами, при переходе от локальной монополии к объединенному рынку эффект масштаба усиливается, тогда как в случае с реформированием единой государственной компании он теряется. Поэтому либерализация там, где изначально отрасль представляла собой локальную монополию, в большинстве случаев более эффективна в сравнении с теми случаями, где существовала единая государственная компания.

Показательным примером этого является Австралия. Реформирование австралийской электроэнергетики началось в 90-е годы ХХ века. Основной целью реформирования отрасли было создание национального конкурентного рынка электроэнергии. Особенностью национальной электроэнергетики к началу реформ были слабые межсетевые связи между энергосистемами штатов, что являлось результатом сложившейся в стране практики самообеспечения административных субъектов электроэнергией. Реформирование позволило использовать один из основных плюсов от единой энергосистемы: возможность плановых перетоков электроэнергии от энергоизбыточных районов к энергодефицитным. К концу десятилетия энергосистемы наиболее развитых штатов Австралии - Квинсленда, Нового Южного Уэльса и Виктории - были объединены в сеть, а генераторы получили возможность продавать электроэнергию за пределами своих штатов. Основными выгодополучателями в результате реформ оказались компании, предоставляющие сетевые услуги, так как именно они получили всю разницу в цене на электроэнергию в разных штатах.

Страны же, развивавшиеся по модели государственной монополии, в большинстве случаев сопротивляются навязываемой конкурентной модели. Например, французской EDF удается сравнительно успешно игнорировать претензии еврокомиссаров. Единственной реальной уступкой, на которую пошли энергетики и правительство Франции, оказалось публичное размещение 15% акций компании, вызвавшее ажиотаж среди инвесторов. В остальном Франция остается одной из самых «закрытых» и консервативных стран Европы в области электроэнергетики. Принятое в 2000 г. национальное законодательство в области электроэнергетики всячески препятствует вечному спутнику либерализации - спекуляции: продажа электроэнергии разрешена только компаниям, имеющим собственные генерирующие мощности, и в объемах, не превышающих собственную выработку. Также во Франции действуют самые высокие пороги необходимого уровня потребления электроэнергии для свободного подключения к сети с правом выбора поставщика.

И хотя еще в 2007 г. рынок электроэнергии в Европе по планам должен был быть полностью либерализован, Франция вместе с другими странами (в т.ч. Германией) сопротивляется полной либерализации и действует, исходя из собственных национальных интересов, главный из которых -обеспечение надежности работы электроэнергетики страны.

Проведенный анализ зарубежного опыта позволяет с достаточно высокой степенью уверенности сказать, что в России эффект от создания конкуренции не сможет «перекрыть» потери эффекта от масштаба ЕЭС России, т.к. другие страны, проводя либерализацию, стремились к объединению рынков, а не их разделению. Долгое существование в условиях плановой экономики внушило многим из нас веру в то, что рынок всегда действеннее государственного управления. Но пора осознать, что есть отрасли - такие, как электроэнергетика, - где сама технология производства противоречит законам конкуренции.

Наталья Порохова,

руководитель отдела исследований электроэнергетической отрасли ИПЕМ

Журнал "Мировая Энергетика"

Июль 2008 года