Системы тарифов на электроэнергию в России: принципы формирования, регулирование и перспективы развития в условиях цифровизации и энергетического перехода

В начале 2025 года объем перекрестного субсидирования в электроэнергетике России достиг колоссальной цифры – около 339–340 млрд рублей, что свидетельствует о глубоких системных вызовах в области тарифной политики. Эта цифра не просто статистический показатель; она является зеркалом, отражающим сложность и многомерность ценообразования на электроэнергию, его критическую роль в экономике и повседневной жизни каждого гражданина. Электроэнергия – это не просто товар, это кровеносная система современной цивилизации, движущая сила промышленности, гарант комфорта в домах и основа цифровой инфраструктуры. От того, как формируются и регулируются тарифы, напрямую зависят конкурентоспособность предприятий, инвестиционная привлекательность отрасли, социальная стабильность и темпы устойчивого развития страны.

Настоящая работа представляет собой глубокий анализ принципов, механизмов и особенностей формирования систем тарифов на электроэнергию в России, рассматривая их как через призму рыночных сил, так и сквозь призму государственного регулирования. Мы погрузимся в теоретические основы, изучим нормативно-правовую базу, исследуем динамику оптового и розничного рынков, оценим экономические и социальные последствия действующей тарифной политики, а также проанализируем влияние трансформационных процессов, таких как энергетический переход и цифровая революция, на будущее отрасли. Цель – создать структурированный академический материал, который не только осветит текущее состояние, но и предложит комплексный взгляд на перспективы эволюции тарифных систем в контексте глобальных и национальных вызовов.

Теоретические основы и современные подходы к формированию тарифов на электроэнергию

Ценообразование в электроэнергетике — это сложный многофакторный процесс, балансирующий между экономическими реалиями, социальными ожиданиями и стратегическими задачами развития отрасли. В отличие от большинства товаров и услуг, электроэнергия часто находится под двойным регулированием: часть её стоимости определяется рыночными механизмами, а другая — устанавливается государством. Этот дуализм и формирует уникальную систему тарифов.

Базовые принципы ценообразования в электроэнергетике

В основе ценообразования в электроэнергетике лежит фундаментальное разделение на регулируемые и рыночные (конкурентные, свободные) цены. Регулируемые цены, как следует из названия, устанавливаются государственными органами. Их основная цель — не допустить необоснованного повышения цен со стороны естественных монополий, коими являются инфраструктурные элементы электроэнергетики (передача, распределение). Это служит защите экономических интересов потребителей, формированию механизма согласования интересов всех участников рынка и созданию конкурентной среды. Одновременно государство стремится стимулировать энергоэффективность и обеспечить недискриминационный доступ производителей на оптовый рынок.

В российской практике исторически доминировал и до сих пор широко применяется принцип ценообразования «затраты плюс» (cost-plus). Суть его проста: к экономически обоснованным затратам энергетических компаний добавляется определенная норма прибыли. С одной стороны, это обеспечивает покрытие расходов и позволяет предприятиям функционировать. С другой — может снижать стимулы к повышению эффективности, ведь любые затраты, в конечном итоге, будут компенсированы через тариф. Еще одной характерной чертой является перекрестное субсидирование, когда заниженные тарифы для одной категории потребителей (как правило, населения) компенсируются за счет завышенных для других (промышленных предприятий, малого бизнеса). Этот принцип, хотя и имеет социальную подоплеку, порождает серьезные экономические дисбалансы, которые будут подробно рассмотрены далее, подрывая инвестиционную привлекательность и конкурентоспособность целых секторов экономики.

Нормативно-правовая база и методы расчета регулируемых тарифов в РФ

Тарифная политика в российской электроэнергетике жестко регламентирована. Краеугольным камнем системы является Постановление Правительства РФ от 29.12.2011 № 1178 «О ценообразовании в области регулируемых цен (тарифов) в электроэнергетике», а также «Правила государственного регулирования (пересмотра, применения) цен (тарифов) в электроэнергетике». Эти документы определяют общий каркас, в рамках которого региональные регулирующие органы устанавливают конкретные тарифы.

В соответствии с этими нормативными актами, при расчете регулируемых тарифов могут применяться несколько методов:

• Метод экономически обоснованных расходов (затрат): Классический «затраты плюс». Регулирующий орган анализирует и утверждает статьи расходов компании, добавляя к ним прибыль.
• Метод индексации тарифов: Тарифы пересматриваются путем их индексации на определенный коэффициент, который учитывает инфляцию и другие макроэкономические показатели. Часто используется для долгосрочного регулирования.
• Метод сравнения аналогов (бенчмаркинга): Затраты и эффективность регулируемой компании сравниваются с аналогичными предприятиями. Цель — стимулировать компанию к достижению лучших показателей.
• Метод доходности инвестированного капитала (RAB-регулирование): Этот метод ориентирован на привлечение инвестиций. Тарифы устанавливаются таким образом, чтобы обеспечить регулируемой компании справедливую доходность на инвестированный капитал. Это стимулирует модернизацию и развитие инфраструктуры.
• Метод долгосрочной индексации необходимой валовой выручки: Определяется долгосрочная необходимая валовая выручка, которая затем ежегодно индексируется. Метод обеспечивает предсказуемость и стабильность доходов для компаний.

Выбор конкретного метода осуществляется регулирующим органом с учетом специфики региона, типа регулируемой деятельности и стратегических задач. Каждый из них имеет свои преимущества и недостатки. Например, метод экономически обоснованных затрат, обеспечивая стабильность для компаний, может снижать их мотивацию к повышению эффективности. В то время как RAB-регулирование, напротив, стимулирует инвестиции, но требует тщательного контроля за обоснованностью капитальных вложений.

Составляющие конечного тарифа и дифференциация для потребителей

Конечный тариф, который потребитель видит в своей квитанции, является сложной мозаикой, состоящей из нескольких элементов. Его можно разделить на регулируемую и нерегулируемую составляющие.

Нерегулируемая часть формируется на оптовом рынке и отражает стоимость самой электрической энергии и мощности, приобретенной генерирующими компаниями.

Регулируемая часть включает:

• Тариф на услуги по передаче электроэнергии: Устанавливается для сетевых организаций, обеспечивающих транспортировку энергии от генерирующих объектов до потребителей.
• Сбытовая надбавка гарантирующего поставщика: Это вознаграждение за услуги по купле-продаже электроэнергии, организации расчетов и взаимодействию с потребителями.
• Тарифы системного оператора и коммерческого оператора: Плата за поддержание стабильности энергосистемы и организацию функционирования оптового рынка.

Эти регулируемые компоненты устанавливаются органами исполнительной власти субъектов Российской Федерации в рамках предельных (минимальных и/или максимальных) уровней, ежегодно назначаемых Федеральной антимонопольной службой (ФАС России). Например, на 2026 год ФАС России планирует индексацию тарифов на электроэнергию для населения в большинстве регионов в пределах 11% с 1 октября.

Особое внимание уделяется формированию тарифов для населения и приравненных к нему категорий потребителей. Для них применяются специальные методики, разработанные ФАС России. Ключевым документом является «Методические указания по расчету тарифов на электрическую энергию (мощность) для населения и приравненных к нему категорий потребителей…», утвержденные Приказом ФАС России от 27.05.2022 N 412/22 (с изменениями от 02.11.2024, вступающими в силу с 07.03.2025).

Система тарифов в России демонстрирует значительную дифференциацию. Она может зависеть от:

• Населенного пункта: Например, тарифы для населения сельской местности зачастую ниже (с понижающими коэффициентами, чаще всего 0,7, что соответствует снижению на 30%), что регулируется Постановлением Правительства РФ № 1178.
• Типа используемой кухонной плиты: Для домов с электроплитами также могут применяться понижающие коэффициенты, что является мерой социальной поддержки.

Такая сложная система призвана учитывать социально-экономические особенности и поддерживать уязвимые слои населения, хотя и порождает проблему перекрестного субсидирования.

Зарубежный опыт стимулирующего регулирования тарифов

В поисках более эффективных и справедливых моделей регулирования, российская электроэнергетика активно изучает зарубежный опыт, особенно в части стимулирующего регулирования. В европейской практике, например, широко применяются методы, направленные на снижение операционных затрат сетевых компаний и повышение качества их услуг.

Один из таких методов – это уже упомянутое RAB-регулирование (Regulatory Asset Base), или метод возврата на вложенный капитал. Его суть заключается в том, что регулирующий орган устанавливает норму доходности на базу регулируемого капитала компании, стимулируя её к привлечению инвестиций в модернизацию и развитие инфраструктуры. Это обеспечивает долгосрочную предсказуемость для инвесторов и способствует повышению эффективности.

Другой интересный пример – метод бенчмаркинга затрат (cost benchmarking), разработанный в Великобритании для сетевых компаний. Он предполагает сравнение затрат регулируемых компаний с наилучшими показателями аналогичных компаний в отрасли, что создает мощный стимул для оптимизации расходов и повышения операционной эффективности. Россия рассматривает возможность использования этого подхода при разработке собственного метода эталонных затрат, который призван снизить субъективизм в определении экономически обоснованных расходов и приблизить российскую практику к мировым стандартам.

Метод регулирования	Описание	Преимущества	Недостатки	Применение в РФ
Затраты плюс	Компенсация всех экономически обоснованных затрат + фиксированная норма прибыли.	Простота расчетов, гарантированное покрытие расходов.	Снижение стимулов к эффективности, консервативность.	Один из основных методов для регулируемых тарифов.
Индексация тарифов	Ежегодный пересмотр тарифов с учетом инфляции и других макроэкономических показателей.	Предсказуемость, учет инфляционных процессов.	Не стимулирует к снижению издержек, не учитывает специфику каждого года.	Используется для долгосрочного регулирования.
RAB-регулирование	Обеспечение доходности на инвестированный капитал.	Привлечение инвестиций, стимулирование модернизации инфраструктуры.	Сложность расчетов, риск завышения инвестиционной базы.	Применяется для сетевых организаций.
Эталонные затраты	Сравнение затрат компании с эталонными значениями лучших практик.	Стимулирование к оптимизации расходов, повышение эффективности.	Сложность определения эталонов, необходимость учета региональных особенностей.	Планируется поэтапное внедрение с 2026 года.

Изучение и адаптация этих методов позволяет российской электроэнергетике двигаться в сторону более прозрачного, эффективного и инвестиционно привлекательного регулирования, преодолевая исторически сложившиеся проблемы. В конце концов, создание предсказуемой и стимулирующей среды для инвесторов критически важно для масштабной модернизации отрасли, что, в свою очередь, обеспечивает надёжное и доступное энергоснабжение для всех потребителей.

Рыночные механизмы ценообразования на оптовом и розничном рынках электроэнергии

Переход от чисто государственного регулирования к рыночным отношениям стал одним из ключевых этапов развития российской электроэнергетики. Этот путь, начавшийся в конце 1990-х, кардинально изменил структуру ценообразования, разделив её на оптовый и розничный сегменты, каждый из которых функционирует по своим правилам и механизмам.

Структура и либерализация российского энергорынка

Современный российский рынок электроэнергии представляет собой двухчастную систему: оптовый рынок электрической энергии и мощности (ОРЭМ) и розничные рынки электрической энергии.

Либерализация энергорынка РФ – это не просто теоретический термин, а масштабный процесс реформирования, начавшийся в 1998 году с разработки «Программы действий по повышению эффективности работы…» и официально завершившийся 1 июля 2008 года ликвидацией РАО «ЕЭС России». До этого момента вся отрасль представляла собой единую вертикально интегрированную монополию. Реформа преследовала цель демонополизации, создания конкурентной среды и перехода от государственного установления тарифов к рыночному ценообразованию, где цены формируются на основе спроса и предложения. Этап либерализации розничных рынков, когда потребители получили возможность выбирать поставщика, завершился с выходом Постановления Правительства РФ № 442 в 2012 году.

На оптовом рынке основные игроки – это поставщики (генерирующие компании, импортеры) и покупатели (гарантирующие поставщики, энергосбытовые компании, крупные потребители, экспортеры). Здесь происходит крупномасштабная купля-продажа электроэнергии и мощности. Розничные рынки, в свою очередь, обеспечивают электроэнергией конечных потребителей – население, малый и средний бизнес, бюджетные учреждения.

Оптовый рынок электроэнергии и мощности (ОРЭМ): ценовые и неценовые зоны

ОРЭМ – это сложный организм, функционирующий не единообразно по всей стране, а разделенный на ценовые и неценовые зоны. Такое деление обусловлено технологическими и экономическими особенностями Единой энергетической системы России и устанавливается «Правилами оптового рынка электрической энергии и мощности», утвержденными Постановлением Правительства РФ от 27.12.2010 N 1172.

В ценовых зонах оптового рынка купля-продажа электроэнергии и мощности осуществляется по свободным (нерегулируемым) ценам, формирующимся в результате конкуренции между генерирующими компаниями. Выделяют две основные ценовые зоны:

1. Первая ценовая зона: Европейская часть России и Урал. Это наиболее крупный и ликвидный сегмент рынка.
2. Вторая ценовая зона: Территория Сибири.

Неценовые зоны – это территории, где по ряду причин (ограниченная конкуренция, низкая пропускная способность сетей, изолированность энергосистемы) организация полноценных рыночных отношений затруднена или нецелесообразна. Здесь реализация электроэнергии и мощности осуществляется по особым правилам, как правило, по фиксированным тарифам, установленным государством. Исторически к таким зонам относились Архангельская область, Калининградская область, Республика Коми, регионы Дальнего Востока. Однако, с 1 января 2025 года только территория Калининградской области официально относится к неценовой зоне, что подчеркивает постепенное расширение рыночных принципов.

Механизмы торговли на ОРЭМ: Рынок на сутки вперед и Балансирующий рынок

Внутри ценовых зон ОРЭМ функционируют ключевые сегменты: Рынок на сутки вперед (РСВ) и Балансирующий рынок (БР).

Рынок на сутки вперед (РСВ) – это основной сегмент, где формируются цены и объемы поставок на каждый час предстоящих суток. За сутки до реальной поставки электроэнергии поставщики и покупатели подают свои ценовые заявки. Поставщики указывают минимальную цену, по которой они готовы продать энергию, а покупатели – максимальную, по которой готовы купить. Системный оператор ЕЭС, основываясь на этих заявках и прогнозе потребления, определяет равновесную цену и объемы. Цена на РСВ динамична и зависит от множества факторов: часа суток (пиковые часы дороже), дня недели (будни дороже выходных), периода года (зимние пики выше), а также от конкурентоспособности ценовых заявок генерирующих компаний.

Балансирующий рынок (БР) – это своего рода «скорая помощь» энергосистемы. Он служит для оперативной компенсации всех отклонений фактического режима работы от планового, который был сформирован на РСВ. Отклонения могут быть вызваны:

• Непредвиденными изменениями потребления.
• Изменениями топологии сети (например, отключение линий).
• Неплановым изменением состояния оборудования (аварии на электростанциях).
• Ограничениями по выработке (например, из-за изменения погодных условий для ВИЭ).

На балансирую��ем рынке торговля отклонениями происходит по ценам, сформированным на основе конкурентного отбора заявок участников. Важным аспектом является различие в ценообразовании для собственной инициативы (действия участника, приведшие к отклонению) и внешней инициативы (команды Системного оператора или аварийные ситуации). Отклонения по собственной инициативе оплачиваются по наименее выгодной цене (штрафной характер), что стимулирует участников к точному планированию. Отклонения по внешней инициативе оплачиваются по наиболее выгодной цене.

Тарифное меню для юридических лиц и зонные тарифы для населения

Для юридических лиц в России предусмотрено так называемое тарифное меню, или ценовые категории. Это набор тарифных условий, который позволяет потребителям выбирать оптимальный вариант оплаты электроэнергии в зависимости от их профиля потребления. Всего существует шесть ценовых категорий, которые различаются по следующим критериям:

• Максимальная мощность энергопринимающих устройств: Например, для потребителей с максимальной мощностью до 670 кВт или для потребителей с любой мощностью.
• Тип учета потребления: Интегральный за месяц, зонный (дифференцированный по времени суток), или почасовой учет.
• Обязанность потребителя планировать почасовое потребление: Для V и VI категорий требуется более детальное планирование, что позволяет получить более выгодные условия за счет активного управления своим графиком.

Выбор ценовой категории является важным инструментом для юридических лиц по оптимизации затрат на электроэнергию.

Для населения также предусмотрена дифференциация тарифов, но по более простой схеме – это одноставочные и зонные тарифы.

• Одноставочный тариф: Цена за кВт·ч остается постоянной вне зависимости от времени суток.
• Зонные тарифы (дифференцированные по суточным зонам графика электрической нагрузки): Стоимость электроэнергии меняется в зависимости от времени суток. Могут быть двухзонными (дневная/ночная) или трехзонными (пиковая, полупиковая, ночная). Ночной тариф, как правило, значительно ниже дневного или пикового, что стимулирует потребителей переносить часть энергоемких процессов на ночное время.

Ценовая категория	Учет потребления	Максимальная мощность	Особенности
I	Интегральный	До 670 кВт	Простота, отсутствие планирования.
II	Зонный	До 670 кВт	Экономия при переносе потребления на низкие зоны.
III	Интегральный	Любая мощность	Для крупных потребителей без почасового планирования.
IV	Зонный	Любая мощность	Для крупных потребителей с возможностью зонирования.
V	Почасовой	Любая мощность	Требует почасового планирования, потенциально большая экономия.
VI	Почасовой	Любая мощность	Наиболее гибкая, но сложная, требует точного планирования.

Факторы, влияющие на ценообразование на оптовом рынке

Ценообразование на оптовом рынке электроэнергии – это результат взаимодействия множества факторов:

• Плановое и фактическое потребление электроэнергии: Чем выше спрос, тем выше цена, особенно в пиковые часы.
• Цены на энергоресурсы (нефть, газ): Эти ресурсы являются основным топливом для тепловых электростанций (ТЭС и ТЭЦ), которые часто выступают маржинальными (ценообразующими) поставщиками. Рост цен на газ напрямую ведет к росту цен на электроэнергию.
• Курс доллара: Колебания валютного курса влияют на стоимость импортного оборудования, топлива и кредитов, что, в свою очередь, отражается на себестоимости производства электроэнергии.
• Волатильность этих факторов: Нестабильность цен на топливо или валютных курсов приводит к резким скачкам цен на электроэнергию.
• Географический фактор: Как уже отмечалось, принадлежность к ценовой или неценовой зоне, а также удаленность от центров генерации и потребления, существенно влияет на конечную стоимость.

В конечной цене на электроэнергию для потребителя можно выделить четыре основные составляющие:

1. Цена электроэнергии: Формируется на оптовом рынке (РСВ, БР).
2. Цена мощности: Отдельно оплачивается готовность генерирующих мощностей вырабатывать электроэнергию.
3. Тариф на передачу: Стоимость услуг сетевых организаций по транспортировке электроэнергии.
4. Сбытовая надбавка: Вознаграждение гарантирующего поставщика/энергосбытовой компании.

Следует особо отметить, что основное влияние на формирование конечной цены на электроэнергию оказывают ТЭЦ (тепловые электростанции). Это связано с принципом маржинального ценообразования на оптовом рынке. ГЭС (гидроэлектростанции) и АЭС (атомные электростанции) имеют низкие переменные затраты (или нулевые затраты на топливо после постройки) и, как правило, подают ценопринимающие (нулевые) заявки, то есть готовы продавать электроэнергию по любой цене, если она превышает их минимальные операционные издержки. Они всегда работают в «базисе» рынка. ТЭЦ же, использующие органическое топливо (газ, уголь), имеют более высокие переменные затраты и подают заявки с учетом этих издержек. В часы пиковой нагрузки или при росте спроса, именно ТЭЦ часто становятся теми генерирующими мощностями, которые необходимы для удовлетворения спроса и которые определяют маржинальную цену на рынке.

Важно подчеркнуть, что часть элементов конечной цены все равно подлежит государственному регулированию: это тарифы сетевых организаций, системного и коммерческого оператора, а также сбытовая надбавка гарантирующего поставщика. Это регулирование осуществляется в соответствии с Федеральным законом от 26.03.2003 N 35-ФЗ «Об электроэнергетике» (статьи 23, 23.1) и Постановлением Правительства РФ от 21.07.2017 N 863. Поставки электроэнергии для населения, в отличие от юридических лиц, осуществляются исключительно по регулируемому тарифу, что является одной из основ социальной политики в энергетике.

Государственное регулирование естественных монополий: методы, цели и актуальные изменения

Электроэнергетика по своей природе является отраслью, где существуют естественные монополии. Передача электроэнергии по сетям, оперативно-диспетчерское управление – эти функции экономически неэффективно дублировать. В таких условиях государственное регулирование становится не просто инструментом, а необходимостью для обеспечения баланса интересов всех участников рынка и защиты потребителей.

Основные методы государственного регулирования и их применение

В России государственное регулирование естественных монополий в электроэнергетике опирается на два ключевых метода, закрепленных в Федеральном законе от 17.08.1995 N 147-ФЗ «О естественных монополиях»:

1. Ценовое регулирование: Это основной инструмент, включающий установление цен (тарифов) или их предельного уровня. В рамках этого метода государственные органы определяют, сколько могут стоить услуги естественных монополий. Важной тенденцией является переход к долгосрочным параметрам регулирования, которые устанавливаются на срок не менее пяти лет. Это обеспечивает предсказуемость для инвесторов и стимулирует долгосрочное планирование. Постановление Правительства РФ от 29.12.2011 № 1178 предусматривает такие параметры, как регулируемая база инвестированного капитала (RAB), доходность на инвестиции и операционные затраты.
2. Антимонопольный метод: Этот метод направлен на предотвращение злоупотреблений монопольным положением. Он включает:
   • Определение потребителей, подлежащих обязательному обслуживанию, и установление минимального уровня их обеспечения. Это гарантирует доступность жизненно важных услуг.
   • Контроль за экономической концентрацией (слияниями, присоединениями) и выдачу предписаний, направленных на развитие конкуренции и предотвращение ущемления интересов потребителей.

Цели государственного регулирования и контроля в электроэнергетике многогранны и закреплены в статье 20 Федерального закона «Об электроэнергетике». Они включают:

• Своевременное обеспечение потребностей экономики и населения в электроэнергии.
• Развитие конкурентного рынка и ограничение монополистической деятельности.
• Обеспечение недискриминационного доступа к услугам естественных монополий.
• Сохранение регулирования в условиях ограниченной конкуренции.
• Доступность информации для потребителей.
• Обеспечение энергетической и экологической безопасности.
• Экономическая обоснованность оплаты мощности.
• Устойчивое развитие электроэнергетики.

Детализация современных методов регулирования в России

В последние годы российское тарифное регулирование активно эволюционирует, стремясь к повышению эффективности и инвестиционной привлекательности отрасли. Среди наиболее значимых изменений – активное применение и развитие таких методов, как:

• Метод доходности инвестированного капитала (RAB-регулирование): Как уже упоминалось, этот метод стимулирует инвестиции в модернизацию и развитие сетевой инфраструктуры, обеспечивая компаниям предсказуемую доходность на их капитал. Он является стратегическим инструментом для обновления устаревших фондов и повышения надежности энергоснабжения.
• Метод эталонных затрат: Это один из наиболее перспективных подходов, направленный на оптимизацию операционных расходов сетевых компаний. Его суть заключается в установлении «эталонных» (сравнительных) показателей затрат, к которым должны стремиться регулируемые организации. Расчеты по эталонным затратам будут учитывать региональные особенности, но при этом стимулировать компании к поиску внутренних резервов эффективности.

Внедрение метода эталонных затрат для территориальных сетевых организаций планируется поэтапно:

• С 2026 года: 30% операционных расходов будут рассчитываться по эталонным значениям.
• С 2027 года: Эта доля увеличится до 70%.
• С 2028 года: 100% операционных расходов будут определяться на основе эталонных значений.

Такое поэтапное внедрение позволит компаниям адаптироваться к новым условиям и постепенно наращивать эффективность, минимизируя риски резких изменений. По оценкам ФАС, такой подход исключает субъективность и повышает обоснованность тарифов.

Роль ФАС России и региональных органов в тарифном регулировании

Система тарифного регулирования в России выстроена по вертикальному принципу, где ключевые функции распределены между федеральным и региональным уровнями.

Федеральная антимонопольная служба (ФАС России) является центральным органом, осуществляющим антимонопольное и тарифное регулирование в электроэнергетической отрасли. Ее полномочия закреплены Федеральным законом «Об электроэнергетике» и Федеральным законом «О естественных монополиях», а также Постановлением Правительства РФ от 04.09.2015 № 941. ФАС выполняет следующие ключевые функции:

• Установление предельных уровней цен (тарифов): ФАС ежегодно определяет минимальные и/или максимальные уровни цен (тарифов), в рамках которых региональные органы могут устанавливать конкретные значения.
• Контроль за соблюдением норм: Служба контролирует обоснованность и законность устанавливаемых тарифов.
• Отмена региональных решений: ФАС имеет право отменять решения региональных регулирующих органов, если они превышают установленные пределы или нарушают законодательство.

На региональном уровне государственное регулирование цен в сфере электроэнергетики осуществляется органами исполнительной власти субъектов Российской Федерации, чаще всего именуемыми Региональными энергетическими комиссиями (РЭК). Их основные функции:

• Установление тарифов: РЭК устанавливают конкретные тарифы на электрическую и тепловую энергию для всех категорий потребителей на территории субъекта РФ. Это включает тарифы для населения, промышленных предприятий, а также тарифы на передачу электроэнергии по распределительным сетям.
• Согласование с ФАС: Установленные РЭК тарифы не должны выходить за пределы, установленные ФАС России.
• Учет региональной специфики: РЭК учитывают местные особенности, такие как климатические условия, структура генерации, состояние сетевого хозяйства и социально-экономические факторы при формировании тарифов.

Таким образом, государственное регулирование естественных монополий в электроэнергетике представляет собой динамичную систему, которая постоянно адаптируется к новым вызовам и стремится к повышению эффективности через внедрение современных методов и усиление контроля. В конечном итоге, это обеспечивает устойчивое функционирование жизненно важной отрасли.

Экономические и социальные последствия тарифной политики: вызовы и пути решения

Тарифная политика в электроэнергетике – это не только вопрос экономических расчетов, но и мощный социальный инструмент. От её эффективности и справедливости зависят не только финансовое состояние энергетических компаний, но и конкурентоспособность промышленности, благосостояние населения и даже темпы развития целых регионов.

Проблема перекрестного субсидирования: масштабы и последствия

Одной из наиболее острых и хронических проблем российской электроэнергетики является перекрестное субсидирование. Его суть заключается в том, что заниженные, социально ориентированные тарифы для населения и приравненных к нему категорий потребителей компенсируются за счет завышенных тарифов для промышленных предприятий, малого и среднего бизнеса, а также бюджетных учреждений. Это своеобразный «налог на бизнес» в пользу населения, который, несмотря на благие социальные намерения, искажает экономические сигналы и порождает множество негативных последствий.

Масштабы этой проблемы колоссальны. В начале 2025 года объем перекрестного субсидирования в России составил около 339–340 млрд рублей. Это свидетельствует о постоянном росте этой нагрузки. Если в 2022 году этот показатель составлял 241,2 млрд рублей, а в 2023 году – 291,4 млрд рублей, то в 2024 году он превысил 300 млрд рублей (300,6 млрд рублей по данным НИУ ВШЭ). Примечательно, что рост объема перекрестного субсидирования в последние годы ускоряется, в том числе из-за нелегального майнинга криптовалют. Майнеры, использующие огромное количество электроэнергии, часто подключаются к бытовым сетям, пользуясь низкими тарифами для населения, что ложится дополнительной нагрузкой на добросовестных промышленных потребителей. Что из этого следует? Подобное искажение рыночных механизмов подрывает экономическую стабильность, создавая несправедливые преимущества для одних участников рынка за счет других и препятствуя эффективному распределению ресурсов.

Последствия перекрестного субсидирования многогранны:

• Для промышленности: Увеличение издержек, снижение конкурентоспособности, сдерживание инвестиций, а иногда и перенос производств в регионы с более низкими тарифами.
• Для населения: Искажение реальной стоимости электроэнергии, отсутствие стимулов к энергоэффективности, что приводит к нерациональному потреблению.
• Для энергосистемы: Финансовые дисбалансы, нехватка средств для модернизации инфраструктуры, особенно в сетевом комплексе.

Меры по борьбе с перекрестным субсидированием и введение дифференцированных тарифов

Федеральная антимонопольная служба (ФАС России) активно предлагает комплекс мер по постепенному снижению объемов перекрестного субсидирования. Эти предложения направлены на более справедливое распределение тарифной нагрузки и стимулирование рационального потребления:

• Снижение социальных норм потребления электроэнергии для населения: ФАС предлагает с 2027 года снизить социальную норму потребления электроэнергии для домохозяйств без электроотопления до 1200 кВт·ч/мес, с последующим поэтапным снижением в течение семи лет. Это означает, что потребление сверх установленной нормы будет оплачиваться по более высоким тарифам.
• Сокращение перечня приравненных к населению потребителей: Предлагается, например, с 2026 года установить для приравненных к населению потребителей (владельцев гаражей, погребов, сараев) тарифы на уровне второго и третьего диапазонов (более высоких).
• Поэтапная отмена понижающих коэффициентов: С 2027 года предлагается убрать все понижающие коэффициенты для населения во втором и третьем диапазонах потребления.

По расчетам ФАС, комплекс этих мер, включая законодательное установление ежегодного снижения предельной величины перекрестного субсидирования минимум на 10%, может привести к снижению объема перекрестного субсидирования на 160 млрд рублей к 2032 году. Это значительный шаг к оздоровлению экономики электроэнергетики. Какой важный нюанс здесь упускается? Успешность реализации этих мер будет зависеть от их адресности и гибкости, чтобы избежать чрезмерной нагрузки на добросовестных потребителей, особенно в регионах с особыми климатическими или экономическими условиями.

Трехуровневые тарифы для населения с 2025 года и их социальный эффект

В рамках борьбы с перекрестным субсидированием и для стимулирования рационального потребления, с 1 января 2025 года в России начали действовать три уровня тарифов на электроэнергию для населения в зависимости от объема потребления. Это утверждено Постановлениями Правительства РФ от 01.11.2024 N 1469 и от 25.09.2024 N 1304.

Система выглядит следующим образом:

• Первый диапазон: До 3900 кВт·ч/мес – самый выгодный тариф.
• Второй диапазон: От 3901 до 6000 кВт·ч/мес – более высокий тариф.
• Третий диапазон: Свыше 6000 кВт·ч/мес – тариф, сопоставимый с коммерческим, то есть близкий к тарифу для промышленных потребителей.

Цели введения дифференцированных тарифов очевидны:

• Стимулирование рационального потребления: Потребители, расходующие чрезмерное количество электроэнергии (часто за счет нелегального майнинга или неэффективных систем отопления), будут платить по более высоким ставкам.
• Адресная поддержка социально уязвимых слоев населения: Большинство домохозяйств укладываются в первый диапазон потребления, сохраняя доступные тарифы.
• Борьба с нелегальным майнингом: Майнеры, потребляющие огромные объемы электроэнергии, теперь будут сталкиваться с существенно более высокими тарифами, что делает их деятельность менее рентабельной.

Однако, введение сниженных социальных норм потребления и новых диапазонов может иметь и негативные последствия, особенно для малоимущего населения и многодетных семей, которые объективно потребляют больше электроэнергии. Также под удар попадают домохозяйства, использующие электроотопление в регионах без централизованного газоснабжения. Поэтому механизм требует тонкой донастройки, чтобы избежать социальной напряженности. Исследования показывают, что в субъектах РФ, применяющих дифференцированное ценообразование, удельное энергопотребление ниже, чем в целом по стране, и ниже, чем в регионах со сходными климатическими и социально-экономическими характеристиками, что подтверждает эффективность этой меры.

Влияние тарифной политики на промышленность и экономику

Тарифная политика имеет прямое и значительное влияние на промышленные предприятия и экономику в целом. Рост тарифов на электроэнергию напрямую увеличивает издержки производства для промышленных предприятий. Это, в свою очередь, ведет к:

• Росту цен на их продукцию: Для сохранения рентабельности компании вынуждены перекладывать возросшие издержки на конечного потребителя, что разгоняет инфляцию.
• Снижению конкурентоспособности: Особенно это касается энергоемких отраслей, таких как металлургия, химия, целлюлозно-бумажная промышленность.
• Сдерживанию инвестиций: Непредсказуемость и высокий уровень энергетических затрат отпугивают потенциальных инвесторов.

Обрабатывающая промышленность является крупнейшим потребителем электроэнергии в России, осваивая 28% всей генерации. Поэтому любые изменения в тарифах для этого сектора имеют мультипликативный эффект на всю экономику.

Кроме того, обсуждаемые предложения по введению платы за резерв мощности (плата за то, что сетевые компании поддерживают резервные мощности для потребителей) также могут привести к негативным экономическим последствиям. По оценкам Министерства экономического развития, потери экономики от реформы сетевых тарифов могут составить 577–686 млрд рублей за 5 лет. Это подчеркивает необходимость крайне осторожного и взвешенного подхода к любым реформам, которые могут затронуть ключевые отрасли экономики. Разве не стоит задуматься о долгосрочных последствиях таких решений для всей экономической системы страны?

Год	Объем перекрестного субсидирования (млрд рублей)
2022	241,2
2023	291,4
2024	300,6
2025	339,4 (прогноз, начало года)

Таким образом, тарифная политика является сложным балансирующим актом между социальными обязательствами, экономическими стимулами и потребностями развития отрасли. Поиск оптимальных решений в этой области остается одной из ключевых задач для государства и общества.

Энергетический переход и цифровая трансформация как факторы эволюции тарифных систем

Глобальный энергетический ландшафт переживает беспрецедентные изменения, движимые стремлением к декарбонизации, развитием новых технологий и повсеместной цифровизацией. Эти мегатренды не могут не оказывать глубокого влияния на формирование тарифных систем и общую архитектуру электроэнергетического рынка России.

Роль возобновляемых источников энергии (ВИЭ) в декарбонизации и тарифной политике

Во всем мире развитие возобновляемых источников энергии (ВИЭ) – таких как солнечные и ветряные электростанции – является центральным элементом политики декарбонизации и перехода к более чистым видам энергии. Несмотря на то, что Россия обладает колоссальными запасами традиционных энергоресурсов с низкой стоимостью, страна также стремится наращивать объемы генерации на основе ВИЭ, поддерживая глобальный тренд. На начало 2024 года доля ВИЭ в энергобалансе России составляла около 1-1,12%. При этом целевые показатели развития ВИЭ включают достижение 6% в совокупном объеме выработки электроэнергии к 2030-2035 годам (по оптимистичным сценариям и программам поддержки) и 9-10% к 2050 году (по прогнозам Минэнерго России).

Развитие технологий преобразования энергии позволило значительно повысить эффективность и удешевить производство ВИЭ. Однако, парадоксально, но внедрение ВИЭ, которое может приводить к систематическому падению цен на оптовом биржевом рынке, часто сопровождается ростом цен на электроэнергию для конечного потребителя. Этот парадокс объясняется несколькими факторами:

• Высокие начальные инвестиционные затраты: Строительство ВИЭ, хотя и удешевляется, требует значительных капиталовложений, которые должны быть возвращены через тариф.
• Расходы на интеграцию в существующие сети: Интеграция нестабильной генерации ВИЭ (зависящей от погоды) требует модернизации сетей, создания балансирующих мощностей (газовые ТЭС) и резервов от традиционных источников, что также увеличивает общие системные издержки.
• Государственные субсидии и программы поддержки: Многие проекты ВИЭ на начальном этапе требуют государственной поддержки в виде гарантированных тарифов или преференций, что также может влиять на конечные тарифы.

Таким образом, «зеленая» энергетика, несмотря на свои экологические преимущества, пока что требует значительных инвестиций и системных изменений, которые отражаются на стоимости электроэнергии для потребителей.

«Энергетический переход 4.0» и «Цифровая энергетика» в России

Энергетический сектор не остался в стороне от глобальной промышленной революции 4.0. Концепция «Энергетического перехода 4.0» охватывает глубокую трансформацию энергетической системы, нацеленную на переход к «зеленой экономике» и «зеленой энергетике». Это включает не только декарбонизацию, но и:

• Развитие распределенной генерации (малые электростанции, солнечные панели на крышах).
• Внедрение «умных сетей» (Smart Grid).
• Активное использование цифровых технологий и искусственного интеллекта.

В России «Энергетический переход 4.0» тесно связан с государственной программой «Цифровая энергетика», которая направлена на цифровизацию всех отраслей топливно-энергетического комплекса (ТЭК) и переход на новые управленческие и технологические уровни. Это означает внедрение цифровых подстанций, интеллектуальных систем управления сетями, предиктивной аналитики для обслуживания оборудования и многое другое.

Цифровизация тарифного регулирования и внедрение искусственного интеллекта (ИИ)

Цифровизация тарифного регулирования рассматривается как стратегический инструмент для повышения прозрачности, эффективности и скорости принятия решений в сложной системе ценообразования. Она призвана:

• Снизить административные издержки: Автоматизация сбора, обработки и анализа данных сократит затраты на регулирование.
• Ускорить принятие решений: Быстрый доступ к актуальной информации и предиктивные модели позволят оперативнее реагировать на изменения рынка.
• Повысить обоснованность решений: Использование больших данных и ИИ сделает тарифные решения более объективными и менее подверженными субъективному влиянию.

ФАС России планирует заняться цифровизацией тарифного регулирования в электроэнергетике с 2026 года, что является важным шагом в этом направлении. Ожидаемый экономический эффект от внедрения искусственного интеллекта и цифровизации в ТЭК России может достичь сотен миллиардов рублей, а по оценкам, к 2030 году экономический эффект от внедрения ИИ в отрасли составит около 1 трлн рублей.

Применение цифровых технологий и искусственного интеллекта в электроэнергетике имеет широкий спектр применения:

• Повышение качества и доступности услуг: «Умные сети» (Smart Grid), внедряемые, например, в Москве, Санкт-Петербурге и Уфе, повышают надежность энергоснабжения, снижают потери и позволяют более эффективно управлять потоками энергии.
• Интеграция ВИЭ и накопителей энергии: Цифровые решения позволяют лучше прогнозировать выработку ВИЭ и управлять ею, а также эффективно использовать системы накопления энергии.
• Развитие «активных» потребителей: Потребители с собственной распределенной генерацией (например, солнечными панелями) смогут активно участвовать в энергосистеме, продавая излишки энергии.
• Оптимизация режимов потребления и инвестиционных планов: Цифровизация стимулирует сетевые компании и потребителей к более продуманному планированию.
• Предиктивная аналитика: ИИ может прогнозировать отказы оборудования, оптимизировать энергопотребление, обнаруживать неправомерные подключения и повышать наблюдаемость сетей. Например, система компьютерного зрения на Кольской АЭС мониторит безопасность. Использование ИИ может сократить сроки проектирования на 30%, а затраты на техническое обслуживание и эксплуатацию — на 15–20%.

Влияние ИИ и центров обработки данных на тарифы: новые вызовы

Стремительное развитие искусственного интеллекта и сопутствующий рост числа центров обработки данных (ЦОД) создают новые вызовы для энергосистемы и тарифной политики. ЦОД являются чрезвычайно энергоемкими объектами, потребляющими колоссальные объемы электроэнергии.

По прогнозам экспертов, локальные повышения тарифов на электроэнергию на 10-15% в 2026-2028 годах возможны в России из-за внедрения искусственного интеллекта и роста числа центров обработки данных. Этот эффект будет особенно заметен в кластерах с ускоренным строительством дата-центров, таких как Москва и Санкт-Петербург. Например, уже в 2024 году тарифы для дата-центров в этих городах выросли в среднем на 12%, а в отдельных кластерах – до 25-30%. Это связано с тем, что существующая инфраструктура не всегда готова к такому резкому росту спроса, что требует значительных инвестиций в расширение и модернизацию сетей, которые в конечном итоге отразятся на тарифах.

Таким образом, энергетический переход и цифровая трансформация, неся в себе огромный потенциал для повышения эффективности и устойчивости, одновременно ставят перед тарифной политикой новые, сложные задачи, требующие гибких и инновационных подходов.

Региональные дисбалансы и особенности тарифного регулирования

Россия – страна с огромной территорией, разнообразными климатическими условиями, неравномерным распределением населения и промышленных мощностей. Эти факторы неизбежно порождают региональные дисбалансы в энергосистеме и диктуют необходимость адаптивного тарифного регулирования, учитывающего местные особенности.

Дифференциация тарифов в регионах и меры стимулирования

Проблема перекрестного субсидирования, о которой говорилось ранее, по-разному проявляется в различных субъектах РФ. В ответ на это, с 2025 года в России введена дифференциация тарифов на электроэнергию для населения в регионах при наличии перекрестного субсидирования. По состоянию на начало 2025 года, 73 региона России уже перешли на дифференцированные тарифы на электроэнергию, причем для большинства из них это произошло с 1 января 2025 года.

Ключевая особенность заключается в том, что субъекты РФ получили право самостоятельно определять диапазоны дифференцированных тарифов в рамках установленной тарифной «вилки». Это дает региональным властям гибкость для адаптации политики к местным условиям.

Для стимулирования регионов к переходу на дифференцированные тарифы был разработан специальный механизм: индексация предельной величины перекрестного субсидирования возможна только при введении дифтарифов или социальной нормы потребления электрической энергии. Этот новый порядок, утвержденный Правительством России с 1 января 2024 года, не только способствует более справедливому распределению нагрузки, но и является инструментом борьбы с «серым» майнингом криптовалют, который процветал за счет низких бытовых тарифов. Предельная величина перекрестного субсидирования – это максимально допустимый объем компенсации заниженных тарифов для населения за счет других потребителей.

Поддержка домохозяйств с электроотоплением и борьба с «серым» майнингом

Введение дифференцированных тарифов, хотя и призвано решить проблему перекрестного субсидирования, вызвало обеспокоенность среди жителей домов с электроотоплением, особенно в регионах, где отсутствует газоснабжение и альтернативные источники тепла. Потребление электроэнергии в таких домохозяйствах значительно выше среднего, и попадание во второй или третий тарифные диапазоны могло бы привести к резкому росту платежей.

В ответ на эти опасения, Правительство РФ приняло Постановление от 20.02.2025 № 183, которое расширило меры поддержки домохозяйств с электроотоплением. Согласно этому документу, регионам дано право повышать значения диапазонов для жителей таких домов с учетом сезонного коэффициента. Например, может быть применен повышающий сезонный коэффициент до 1,8 к максимальным значениям диапазонов потребления. Это означает, что первый диапазон в 3900 кВт·ч может быть увеличен до 7020 кВт·ч для жилых и садовых домов с электроотоплением в течение всего отопительного сезона. Региональные власти обязаны пересмотреть тарифы с учетом этих изменений не позднее 1 марта 2025 года.

Таким образом, механизм дифференцированных тарифов постоянно донастраивается, чтобы повысить его эффективность в борьбе с «серым» майнингом, не затрагивая при этом добросовестных потребителей, использующих электроотопление.

Зоны прогнозируемого энергодефицита и перераспределение финансовых потоков

Региональные дисбалансы проявляются не только в тарифной политике, но и в динамике энергопотребления. В России наблюдаются четкие точки роста энергопотребления, которые уже сейчас формируют зоны прогнозируемого энергодефицита. По данным за 2024 год, общий рост энергопотребления в России составил 3,1% (2,8% с учетом корректировок), но в некоторых регионах этот показатель значительно выше:

• Юг: +4,9%
• Сибирь: +4,9%
• Дальний Восток: +5%

Такой рост обусловлен развитием промышленного производства (например, на Юге ДФО кумулятивный прирост на 12-13% в 2023-2024 гг.), реализацией крупных инвестиционных проектов и, конечно, распространением криптовалютного майнинга (особенно в Иркутской области).

Этот интенсивный рост приводит к формированию зон прогнозируемого энергодефицита:

• К 2029 году в юго-восточной части ОЭС Сибири дефицит может составить не менее 1225 МВт.
• В ОЭС Востока – не менее 1348 МВт (с возможностью увеличения до 1935 МВт).
• В юго-западной части ОЭС Юга – не менее 857 МВт (с возможностью увеличения до 1286 МВт).

Эти данные, представленные Системным оператором ЕЭС, подчеркивают критическую необходимость инвестиций в новую генерацию и развитие сетевой инфраструктуры в этих регионах.

Последствия таких дисбалансов проявляются, например, после объединения региональных энергосистем юга России (имеется в виду функционирование Объединенной энергосистемы Юга после интеграции новых территорий, таких как Крым, Херсонская и Запорожская области, Донбасс). Значительный рост перетоков электроэнергии и увеличение нагрузки на существующую инфраструктуру привели к перераспределению финансовых потоков. Часть расходов на крупные инфраструктурные проекты, необходимые для обеспечения надежности энергоснабжения новых территорий и растущего спроса, неизбежно перекладывается на плечи промышленных предприятий, аграрного бизнеса и населения. Это создает дополнительное давление на тарифы в регионе и требует от регуляторов взвешенных решений по распределению инвестиционной нагрузки.

Регион (ОЭС)	Прогнозируемый энергодефицит (МВт)
Юго-восточная часть ОЭС Сибири	Не менее 1225
ОЭС Востока	Не менее 1348 (до 1935)
Юго-западная часть ОЭС Юга	Не менее 857 (до 1286)

Таким образом, региональные особенности и дисбалансы являются важнейшим фактором, влияющим на формирование и регулирование тарифов на электроэнергию в России, требуя гибких, адаптивных решений и значительных инвестиций в энергетическую инфраструктуру.

Заключение

Система тарифов на электроэнергию в России представляет собой сложный, многоуровневый механизм, сформированный под влиянием исторических, экономических, социальных и технологических факторов. Проведенное исследование позволило выявить ключевые принципы её формирования, особенности функционирования оптового и розничного рынков, а также роль государственного регулирования в условиях естественных монополий.

Мы увидели, что ценообразование балансирует между рыночными сигналами и государственным контролем, призванным защищать интересы потребителей и обеспечивать устойчивое развитие отрасли. Нормативно-правовая база, в частности Постановление Правительства РФ № 1178, создает основу для применения разнообразных методов расчета тарифов, от классического «затраты плюс» до более стимулирующих подходов, таких как RAB-регулирование и перспективный метод эталонных затрат.

Однако, наряду с прогрессом, существуют и серьезные вызовы. Проблема перекрестного субсидирования, объем которого в начале 2025 года достиг 339–340 млрд рублей, остаётся одной из наиболее острых. Предложения ФАС России по снижению социальных норм потребления, сокращению перечня приравненных потребителей и поэтапной отмене понижающих коэффициентов, а также введение с 1 января 2025 года трехуровневых тарифов для населения, призваны решить эту проблему, стимулируя рациональное потребление и борьбу с нелегальным майнингом. В то же время, эти меры требуют внимательной донастройки для минимизации негативных социальных последствий, особенно для домохозяйств с электроотоплением.

Глобальные тренды, такие как энергетический переход и цифровая трансформация, оказывают всё более значительное влияние на отрасль. Развитие ВИЭ, несмотря на потенциал декарбонизации, пока сопряжено с парадоксальным ростом розничных тарифов из-за высоких инвестиционных и интеграционных затрат. Цифровизация тарифного регулирования и внедрение искусственного интеллекта, с планами ФАС России начать этот процесс с 2026 года и ожидаемым экономическим эффектом до 1 трлн рублей к 2030 году, обещают повышение эффективности и прозрачности. Но и здесь есть новые вызовы: прогнозируемый локальный рост тарифов на 10-15% в 2026-2028 годах в кластерах с активным развитием центров обработки данных демонстрирует новые точки напряжения для энергосистемы.

Наконец, региональные дисбалансы, проявляющиеся в дифференциации тарифов и наличии зон прогнозируемого энергодефицита на Юге, в Сибири и на Дальнем Востоке, требуют особых подходов и значительных инвестиций в инфраструктуру.

В целом, эволюция систем тарифов на электроэнергию в России – это непрерывный процесс адаптации к меняющимся экономическим, технологическим и социальным условиям. Будущее электроэнергетики будет определяться способностью государства и участников рынка находить баланс между экономической эффективностью, социальной справедливостью и экологической устойчивостью в условиях стремительных трансформаций.

Список использованной литературы

1. Багиев, Г.Л. Маркетинговая концепция взаимоотношений между энергосистемой и потребителями электроэнергии / Г.Л. Багиев [и др.] // Промышленная энергетика. – 1993. – № 8. – С. 4–9.
2. Гительман, Л.Д. Эффективная энергокомпания: Экономика. Менеджмент. Реформирование / Л.Д. Гительман, Б.Е. Ратников. – Москва: ЗАО «Олимп-Бизнес», 2002. – 384 с.
3. Государственное регулирование тарифов естественных монополий // Вопросы экономических наук. – 2005. – № 6.
4. Дьяков, А.Ф. Рынок электрической энергии в России: состояние и проблемы развития / А.Ф. Дьяков, Б.К. Максимов, В.В. Молодюк. – Москва: Изд-во МЭИ, 2000. – 148 с.
5. Зекунов, В.А. Целесообразность разработки методологии дифференциации тарифов на электроэнергию // Предпринимательство. – 2007. – № 2.
6. Зекунов, В.А. Реформирование естественных монополий отраслей связи // Актуальные проблемы современной науки. – 2005. – № 6.
7. Коган, Ю.М. Особенности маркетинга в электроэнергетике // Электрические станции. – 1993. – № 5. – С. 10–15.
8. Кувшинова, Е. К вопросу о системе маркетинга на энергетическом предприятии // Маркетинг. – 1999. – № 6. – С. 70–76.
9. Любимова, Н.Г. Маркетинг в электроэнергетике: Учебное пособие / Н.Г. Любимова, Е.С. Петровский. – Москва: ГАУ, 1997. – 88 с.
10. Максимов, Б.К. Основные направления структурной реформы электроэнергетики России / Б.К. Максимов, В.В. Молодюк // Вести МЭИ. – 2000. – № 1. – С. 45–52.
11. Максимов, Б.К. Развитие конкуренции на рынках электроэнергии России / Б.К. Максимов, В.В. Молодюк. – Москва: Изд-во МЭИ, 2000. – 148 с.
12. Маркетинг: Учебник для вузов / Г.Л. Багиев [и др.]; под общ. ред. Г.Л. Багиева. – Москва: Экономика, 1999. – 703 с.
13. Менеджмент в электроэнергетике: Учебное пособие / А.Ф. Дьяков [и др.]; Под ред. А.Ф. Дьякова. – Москва: Изд-во МЭИ, 2000. – 184 с.
14. Проблемы регулирования естественных монополий // Проблемы экономики. – 2005. – № 5.
15. Реформирование РАО «ЕЭС России»: проблемы, поиск, решения // Наука и промышленность России. – 2001. – Июль.
16. Рынок электрической энергии и мощности в России: каким ему быть / Под ред. В.И. Эдельмана. – Москва: Энергоиздат, 2000. – 240 с.
17. Семенов, В.А. Оптовые рынки электроэнергии за рубежом: Аналитический обзор. – Москва: НЦ ЭНАС, 1998. – 88 с.
18. Филиппова, Т.А. Основы стратегического маркетинга энергетических компаний и предприятий / Т.А. Филиппова, С.С. Чернов. – Новосибирск: Изд-во НГТУ, 2001. – 178 с.
19. Фомина, В.Н. Экономика электроэнергетических компаний: Учебное пособие. – Москва: ГУУ, 1998. – 80 с.
20. Экономическая стратегия в электроэнергетическом комплексе / Под ред. В.И. Эдельмана. – Москва: Изд-во ННЦ ЭНАС, 1998. – 280 с.
21. Технологическое обеспечение работы оптовых рынков // АО «Системный оператор Единой энергетической системы». – URL: so-ups.ru/press-release/archive/view/6389 (дата обращения: 04.11.2025).
22. Лекция 10 Оптовый рынок электроэнергии. – URL: elib.altstu.ru/elib/disser/conferenc/2007/04/pages/files/027.pdf (дата обращения: 04.11.2025).
23. Статья 3. Цели государственного регулирования тарифов // КонсультантПлюс. – URL: consultant.ru/document/cons_doc_LAW_6203/178d46a894761033b006c0436a5a9c043e06f2e2/ (дата обращения: 04.11.2025).
24. Особенности формирования тарифов в энергетике и их влияние на функционирование экономических систем // Фундаментальные исследования. – URL: fundamental-research.ru/ru/article/view?id=27575 (дата обращения: 04.11.2025).
25. Формирование тарифов на электрическую энергию в региональных энергосистемах России: проблемы выбора оптимальной модели тарифообразования // КиберЛенинка. – URL: cyberleninka.ru/article/n/formirovanie-tarifov-na-elektricheskuyu-energiyu-v-regionalnyh-energosistemah-rossii-problemy-vybora-optimalnoy-modeli (дата обращения: 04.11.2025).
26. Анализ зарубежных методов регулирования тарифов на услуги по передаче электрической энергии сетевыми организациями // КиберЛенинка. – URL: cyberleninka.ru/article/n/analiz-zarubezhnyh-metodov-regulirovaniya-tarifov-na-uslugi-po-peredache-elektricheskoy-energii-setevymi-organizatsiyami (дата обращения: 04.11.2025).
27. Особенности формирования тарифов в энергетической отрасли // КиберЛенинка. – URL: cyberleninka.ru/article/n/osobennosti-formirovaniya-tarifov-v-energeticheskoy-otrasli (дата обращения: 04.11.2025).
28. Система тарифообразования в электроэнергетике. – URL: polit-info.ru/article/26079.html (дата обращения: 04.11.2025).
29. Составляющие тарифа на электроэнергию // TIME2SAVE. – URL: time2save.ru/blog/sostavlyayushchie-tarifa-na-elektroenergiyu (дата обращения: 04.11.2025).
30. Статья 23. Принципы и методы государственного регулирования цен (тарифов) в электроэнергетике // КонсультантПлюс. – URL: consultant.ru/document/cons_doc_LAW_39803/79f579997193b22b0f4ef9310325d97f2258aa58/ (дата обращения: 04.11.2025).
31. Статья 23.1. Государственное регулирование цен (тарифов) на оптовом и розничных рынках // Документы системы ГАРАНТ. – URL: base.garant.ru/12128796/0e1e98bb4b9f27376c6c7cf995964860/ (дата обращения: 04.11.2025).
32. Ценообразование в энергетике // StudFiles. – URL: studfile.net/preview/17697725/page:6/ (дата обращения: 04.11.2025).
33. Тарифное регулирование цен на электроэнергию и мощность как правовое средство поддержки внедрения ВИЭ // КиберЛенинка. – URL: cyberleninka.ru/article/n/tarifnoe-regulirovanie-tsen-na-elektroenergiyu-i-moschnost-kak-pravovoe-sredstvo-podderzhki-vnedreniya-vie (дата обращения: 04.11.2025).
34. XI. Порядок расчета тарифов по группам потребителей электрической энергии на потребительском рынке // КонсультантПлюс. – URL: consultant.ru/document/cons_doc_LAW_37910/c77d9c66e2c3664d6226c6d04d8095b597c51478/ (дата обращения: 04.11.2025).
35. Тарифы на электроэнергию: особенности формирования // Планета Электрика. – URL: planeta-elektrika.ru/articles/tarify-na-elektroenergiyu-osobennosti-formirovaniya/ (дата обращения: 04.11.2025).
36. Характеристика методов тарифообразования в электроэнергетике Российской Федерации // КиберЛенинка. – URL: cyberleninka.ru/article/n/harakteristika-metodov-tarifoobrazovaniya-v-elektroenergetike-rossiyskoy-federatsii (дата обращения: 04.11.2025).
37. Тарифообразование на рынке электроэнергии распределенной генерации в России // Экономика и управление инновациями. – URL: esuir.sfu-kras.ru/bitstream/handle/123456789/73918/4334_Ustyuzhanina_Paskar.pdf (дата обращения: 04.11.2025).
38. Методы тарифообразования // КонсультантПлюс. – URL: consultant.ru/cons/cgi/online.cgi?req=doc&base=CJI&n=22731# (дата обращения: 04.11.2025).
39. Системное тарифное регулирование в энергетической отрасли: теория // Публикации ВШЭ. – URL: publications.hse.ru/books/787229715 (дата обращения: 04.11.2025).
40. Зарубежный опыт регулирования ценообразования в отрасли электроэнергетики // КиберЛенинка. – URL: cyberleninka.ru/article/n/zarubezhnyy-opyt-regulirovaniya-tsenoobrazovaniya-v-otrasli-elektroenergetiki (дата обращения: 04.11.2025).
41. УДК 620.9 Зарубежный опыт формирования тарифов на энергию Левковская А. // CORE. – URL: core.ac.uk/download/pdf/196599723.pdf (дата обращения: 04.11.2025).
42. Ценовые категории электроэнергии в 2025 году (1-6) // Энергомарт. – URL: energomart.ru/blog/cenovye-kategorii-elektroenergii-v-2025-godu-1-6 (дата обращения: 04.11.2025).
43. Порядок определения цен // РУСЭНЕРГОСБЫТ. – URL: rusesb.ru/for-legal/price-formation (дата обращения: 04.11.2025).
44. Принципы ценообразования // Кузбассэнергосбыт. – URL: kuzbassenergosbyt.ru/yuridicheskim-licam/tarify-i-ceny/principyi-cenoobrazovaniya (дата обращения: 04.11.2025).
45. Из чего складывается тариф на электроэнергию, и почему он растёт // РосКвартал. – URL: roskvartal.ru/zhkh/24059/iz-chego-skladyvaetsya-tarif-na-elektroenergiyu-i-pochemu-on-rastet/ (дата обращения: 04.11.2025).
46. Структура формирования цены на рынке электроэнергии // Energoportal.com. – URL: energoportal.com/information/structure-of-price-formation-in-the-electricity-market.html (дата обращения: 04.11.2025).
47. Влияние внешних и внутренних факторов и их волатильности на ценообразование на рынке электроэнергии РФ. Раздел «Инвестиции и предпринимательство» // Dis.ru. – URL: dis.ru/library/fm/archive/2014/5/7279.html (дата обращения: 04.11.2025).
48. МЭР оценил потери экономики от реформы сетевых тарифов в 577–686 млрд рублей за 5 лет // Коммерсантъ. – 2019. – 12 августа. – URL: kommersant.ru/doc/4057864 (дата обращения: 04.11.2025).
49. Влияние социальной нормы потребления электроэнергии на объем потребления и платежную дисциплину населения // КиберЛенинка. – URL: cyberleninka.ru/article/n/vliyanie-sotsialnoy-normy-potrebleniya-elektroenergii-na-obem-potrebleniya-i-platezhnuyu-distsiplinu-naseleniya (дата обращения: 04.11.2025).
50. Оптовый рынок электроэнергии и мощности: возрождение регулирования? // ВШЭ. – URL: cyberleninka.ru/article/n/optovyy-rynok-elektroenergii-i-moschnosti-vozrozhdenie-regulirovaniya (дата обращения: 04.11.2025).
51. Особенности государственного регулирования естественных монополий в России // КиберЛенинка. – URL: cyberleninka.ru/article/n/osobennosti-gosudarstvennogo-regulirovaniya-estestvennyh-monopoliy-v-rossii (дата обращения: 04.11.2025).
52. Статья 6. Методы регулирования деятельности субъектов естественных монополий // КонсультантПлюс. – URL: consultant.ru/document/cons_doc_LAW_6203/755c3c11438992b450519307d046f407dd9b5190/ (дата обращения: 04.11.2025).
53. Государственное регулирование деятельности естественных монополий и его эффективность в условиях реформирования энергетики России // Сайт Александра Васильевича Ященко. – URL: yashenko.ru/publication/gosudarstvennoe-regulirovanie-deyatelnosti-estestvennykh-monopoliy-i-ego-effektivnost-v (дата обращения: 04.11.2025).
54. Статья 20. Принципы и методы государственного регулирования и контроля в электроэнергетике // КонсультантПлюс. – URL: consultant.ru/document/cons_doc_LAW_39803/d41a7556f2f354f5979f4857b2866c1f1f9e9a44/ (дата обращения: 04.11.2025).
55. Анализ факторов, влияющих на рост цен на электроэнергию (мощность) на // Вестник университета. – URL: vestnik.guu.ru/jour/article/view/1785 (дата обращения: 04.11.2025).
56. Оценка влияния тарифного регулирования на устойчивое функционирование и развитие энергокомпаний РФ // КиберЛенинка. – URL: cyberleninka.ru/article/n/otsenka-vliyaniya-tarifnogo-regulirovaniya-na-ustoychivoe-funktsionirovanie-irazvitie-energokompaniy-rf (дата обращения: 04.11.2025).
57. СО: «Энергопотребление в России в 2024 году выросло на 3,1%, до 1,192 трлн кВт•ч» // SO-UPS.RU. – URL: so-ups.ru/press-release/archive/view/11319 (дата обращения: 04.11.2025).
58. Опадчий, Ф. Энергопотребление в России в 2024 году увеличилось на 3,1% // АО «Системный оператор Единой энергетической системы». – URL: so-ups.ru/press-release/archive/view/11320 (дата обращения: 04.11.2025).
59. Федеральный закон от 14.04.1995 N 41-ФЗ «О государственном регулировании тарифов на электрическую и тепловую энергию в Российской Федерации» (последняя редакция) // КонсультантПлюс. – URL: consultant.ru/document/cons_doc_LAW_6203/ (дата обращения: 04.11.2025).
60. Росстат: «Выработка в РФ в 2024 году выросла на 2,4%, до 1,2 трлн кВт•ч» // Росстат. – URL: rosstat.gov.ru/ (дата обращения: 04.11.2025).
61. Тарифная политика в условиях цифровизации // Институт экономики и регулирования инфраструктурных отраслей. – URL: ierei.ru/news/tarifnaya-politika-v-usloviyah-tsifrovizatsii.html (дата обращения: 04.11.2025).
62. Структура формирования цены на рынке электроэнергии // Energo.ru. – URL: energo.ru/about/news/struktura-formirovaniya-tseny-na-rynke-elektroenergii/ (дата обращения: 04.11.2025).
63. Эксперты обсудили роль цифровизации тарифного регулирования в электроэнергетике // ООО ЦИР «Софт-АВ». – URL: soft-av.ru/news/eksperty-obsudili-rol-tsifrovizatsii-tarifnogo-regulirovaniya-v-elektroenergetike/ (дата обращения: 04.11.2025).
64. Объём электрической генерации в России в 2024 году вырос на 2.4% // AKM.RU. – URL: akm.ru/news/obem_elektricheskoy_generatsii_v_rossii_v_2024_godu_vyros_na_2_4_do_1_2_trln_kvt_ch/ (дата обращения: 04.11.2025).
65. Правила государственного регулирования (пересмотра, применения) цен (тарифов) в электроэнергетике // КонсультантПлюс. – URL: consultant.ru/document/cons_doc_LAW_124177/ (дата обращения: 04.11.2025).
66. Оценка влияния внедрения возобновляемых источников энергии на стоимость электроэнергии в регионе // КиберЛенинка. – URL: cyberleninka.ru/article/n/otsenka-vliyaniya-vnedreniya-vozobnovlyaemyh-istochnikov-energii-na-stoimost-elektroenergii-v-regione (дата обращения: 04.11.2025).
67. Влияние стимулирующих тарифов и конкуренции на рынке электроэнергии на развитие возобновляемой энергетики в странах ОЭСР // Вестник Российского экономического университета имени Г. В. Плеханова. – URL: cyberleninka.ru/article/n/vliyanie-stimuliruyuschih-tarifov-i-konkurentsii-na-rynke-elektroenergii-na-razvitie-vozobnovlyaemoy-energetiki-v-stranah-oesr (дата обращения: 04.11.2025).
68. Возобновляемая энергетика как фактор ценообразования на рынке электроэнергии // КиберЛенинка. – URL: cyberleninka.ru/article/n/vozobnovlyaemaya-energetika-kak-faktor-tsenoobrazovaniya-na-rynke-elektroenergii (дата обращения: 04.11.2025).
69. Оптимизация цены на электроэнергию в условиях перехода к «зеленой» энергетике // Издательский дом «Дело» РАНХиГС. – URL: ierei.ru/news/optimizatsiya-tseny-na-elektroenergiyu-v-usloviyah-perehoda-k-zelenoy-energetike.html (дата обращения: 04.11.2025).
70. Тарифы на электричество могут вырасти в России из-за ИИ // Teleport.rf. – 2025. – 1 ноября. – URL: teleport.rf/news/2025-11-01/tarify-na-elektrichestvo-mogut-vyrasti-v-rossii-iz-za-ii (дата обращения: 04.11.2025).
71. Электроэнергетический комплекс России // EES EAEC. – URL: ees-eaec.org/article/elektroenergeticheskiy-kompleks-rossii/ (дата обращения: 04.11.2025).
72. Тарифная политика в Российской Федерации в отраслях коммунальной сферы: приоритеты, проблемы, перспектива // Высшая школа экономики. – URL: publications.hse.ru/books/907954932 (дата обращения: 04.11.2025).
73. Особенности регулирования тарифной политики энергетических предприятий в России и за рубежом // КиберЛенинка. – URL: cyberleninka.ru/article/n/osobennosti-regulirovaniya-tarifnoy-politiki-energeticheskih-predpriyatiy-v-rossii-i-za-rubezhom (дата обращения: 04.11.2025).
74. Совершенствование системы тарифообразования на электрическую энер. – Университет Лобачевского. – URL: cyberleninka.ru/article/n/sovershenstvovanie-sistemy-tarifoobrazovaniya-na-elektricheskuyu-energ (дата обращения: 04.11.2025).
75. Анализ тарифов в области электроэнергетики на фоне влияния внешнеэкономических факторов на ценообразование коммунальной услуги ИЦ РИОР // Эдиторум. – URL: edit.eorir.ru/upload/iblock/c5f/c5f9498263725b39920150d1a4231b81.pdf (дата обращения: 04.11.2025).
76. Федоров, Ю. Механизм дифференцированных тарифов на электроэнергию в регионах нуждается в донастройке // Совет Федерации Федерального Собрания Российской Федерации. – URL: council.gov.ru/events/news/173950/ (дата обращения: 04.11.2025).
77. В России вводят три новых диапазона тарифов на электроэнергию для населения // Peterburg2.ru. – URL: peterburg2.ru/news/510825/ (дата обращения: 04.11.2025).