// Промышленная энергетика. – 2007. – № 2.– С. 2–8.

РЕФОРМА ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ И ПРАВА ПОТРЕБИТЕЛЕЙ

Кудрин Б. И., доктор техн. наук

Московский энергетический институт (технический университет)

В последнее время при обсуждении проблем электроэнергетики на самом высоком уровне стали говорить о приоритете потребителя. Выступая в октябре 2006 г. на Всероссийском совещании руководителей энергокомпаний, посвященном подготовке к осенне-зимнему периоду, А. Чубайс отметил роль потребителя: "... мы – для потребителя, а не наоборот. Только для него мы, собственно, существуем... Любые наши действия ни в коем случае не должны ухудшить ситуацию для потребителя". Однако в действительности все не совсем так. Проанализируем это на примерах технологического присоединения, заключения договорных отношений, обеспечения надежности электроснабжения, ожидаемого возврата оплаты за реактивную мощность.

Стратегия развития электроэнергетики по-прежнему опирается на многолетней давности убеждение, что концентрации мощностей принадлежит будущее [1], что концепция плана ГОЭЛРО [2] в своей основе пригодна для любого этапа развития страны и не следует рассредоточивать генерирующие мощности и сокращать разветвленность низковольтных сетей глубинки [3,4]. В постановлении Правительства РФ от 27 декабря 2004 г. №861 "Об утверждении Правил недискриминационного доступа к услугам по передаче электрической энергии и оказания этих услуг, Правил недискриминационного доступа к услугам по оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике и оказания этих услуг, Правил недискриминационного доступа к услугам администратора торговой системы оптового рынка и оказания этих услуг и Правил технологического присоединения энергопринимающих устройств (энергетических установок) юридических и физических лиц к электрическим сетям" (опубликовано 19.01.05) декларируется защита прав потребителей электрической энергии в соответствии со статьями 20, 21, 25 и 26 Федерального закона "Об электроэнергетике" (ФЗ-35). Но в постановлении нет даже попытки классифицировать потребителей [4,5], а без этого сложно уравновесить их интересы и интересы субъектов электроэнергетики.

Мероприятия по технологическому присоединению включают в себя: а) разработку схемы электроснабжения; б) технический осмотр (обследование) присоединяемых энергопринимающих устройств; в) подготовку и выдачу технических условий; г) выполнение технических условий; д) фактические действия по присоединению и обеспечению работы энергопринимающего устройства; е) проверку выполнения технических условий и составление акта о технологическом присоединении. Следует обратить внимание на то, что мероприятия по п. "г" должны осуществляться как потребителем, чье энергопринимающее устройство присоединяется, так и сетевой организацией.

Технические условия, являющиеся неотъемлемой частью договора, прежде всего, должны содержать:

схемы выдачи или приема мощности с указанием точек присоединения к электрической сети (линий электропередачи или базовых подстанций);

обоснованные требования к усилению существующей электрической сети в связи с присоединением новых мощностей (включая строительство новых линий электропередачи, подстанций, увеличение сечения проводов и кабелей, повышение мощности трансформаторов, расширение распределительных устройств, установку компенсирующих устройств для обеспечения качества электроэнергии).

Что касается разработки схемы электроснабжения, то здесь возникает существенное разногласие в понимании прав потребителя [6,7]. Дело в том, что схем – две. Первую схему (до границы раздела "потребитель –энергоснабжающая организация") потребитель разработать не может, поскольку она не относится к его хозяйству. Это должна сделать сертифицированная проектная организация субъекта электроэнергетики. Вторую схему (вниз от границы раздела), охватывающую все уровни электроснабжения: вводное устройство (щит) низкого напряжения – 2УР, трансформаторы 10(6)/0,4кВ – ЗУР, подстанции 6–10 кВ, ГПП 35–220 кВ, безусловно, должен выполнять потребитель. Но почему он, нарушая Гражданский кодекс РФ, должен разрабатывать проект внешнего электроснабжения, оплачивать строительство генерирующих мощностей, сетей и подстанций (вновь сооружаемых и реконструируемых)? Например, в Москве всем, кто с 01.10.2006 г. соберется что-либо построить, придется дополнительно в среднем выплачивать за 1 кВт от 39 до 45 тыс. руб. Такой подход нанесет удар по жилищно-коммунальному хозяйству и малому бизнесу, особенно в глубинке России, где сейчас почти 20 млн. человек не имеют надежного электроснабжения, а иногда и вообще никакого.

В сентябре 2006 г. вышли в свет "Правила функционирования розничных рынков электрической энергии в переходный период реформирования электроэнергетики" (утверждены постановлением Правительства РФ от 31 августа 2006 г. № 530)* , в которых сформулирована главная цель: "обеспечение устойчивого функционирования электроэнергетики, качественного и надежного снабжения потребителей электрической энергией". В очередной раз провозглашены равноправие и взаимная выгода отношений потребителей и субъектов электроэнергетики. Правилами даны определения терминов: "покупатели электрической энергии", "производитель (поставщик) электрической энергии", "субъекты розничных рынков", "точка поставки на розничном рынке". Таким образом, юридически определены шестой уровень (6УР) системы электроснабжения, или граница раздела "предприятие - энергосистема" (здесь электроэнергия в явном виде представляется как товар), а также место в электрической сети на границе балансовой принадлежности энергопринимающих устройств (ЭУ) покупателя электроэнергии (либо лица, в чьих интересах совершается покупка или продажа электроэнергии), которое является "местом исполнения обязательства по поставке электрической энергии и (или) оказанию услуг...".

В определение "производитель (поставщик) электрической энергии" включены не только владельцы генерирующих объектов, но и юридические лица, являющиеся собственниками электрической энергии (мощности) или обладающие правом осуществлять ее продажу. Такое утверждение материализует электроэнергию, ставя ее в один ряд, например, с дровами (применительно к электроплавке или электроотоплению).

Термин "энергоснабжающая организация" подразумевает субъект розничного рынка, совмещающий продажу потребителям произведенной или купленной электроэнергии с деятельностью по ее передаче. Этим фактически признается, что не всегда можно разделить конкурентные (производство и сбыт) и монопольные (услуги по передаче электроэнергии и оперативно-диспетчерскому управлению) виды деятельности (как того требуют принципы реформирования электроэнергетики), а также то, что они могут находиться в одних руках. Неоднозначность видов деятельности — это ценологическое свойство, что требует учитывать ограничения, накладываемые на электроэнергетику и на электрику постулатами третьей научной картины мира.

В Правилах указаны субъекты розничных рынков: потребители электрической энергии; гарантирующие поставщики; энергосбытовые организации; энергоснабжающие организации; исполнители коммунальных услуг; сетевые организации и иные владельцы объектов электросетевого хозяйства; производители (поставщики) электрической энергии, продажа которой не осуществляется на оптовом рынке; системный оператор и иные субъекты оперативно-диспетчерского управления в технологически изолированных территориальных электроэнергетических системах. При этом потребители поставлены на первое место.

Гарантирующий поставщик (ГП) в соответствии с Федеральным законом "Об электроэнергетике" должен быть в каждом регионе, на него возложено обеспечение электроснабжения потребителей в условиях реформирования. Это — коммерческая организация, обязанная заключить договор купли-продажи электроэнергии с любым обратившимся к нему потребителем. ГП осуществляет поставку электроэнергии покупателям на территории своей зоны деятельности по публичным договорам, т. е. в соответствии со статьей 426 Гражданского кодекса РФ он обязан заключить такой договор с потребителем. В случае отказа потребитель вправе обратиться в суд. Другие энергосбытовые и энергоснабжающие организации, действующие на той же территории, свободны в заключении договоров, т. е. потребитель не вправе настаивать на этом. ГП может отказаться от заключения договора при отсутствии технологического присоединения соответствующих ЭУ к электрическим сетям (в установленном порядке) или при нахождении точек поставки на розничном рынке вне зоны деятельности ГП. Об отказе он обязан уведомить заявителя в письменной форме в пятидневный срок со дня обращения (с указанием причин). Если потребитель не получил ответа, он имеет право обратиться в суд.

Такой порядок регулируют "Правила технологического присоединения энергопринимающих устройств (энергетических установок) юридических и физических лиц к электрическим сетям" (утверждены постановлением Правительства РФ от 27 декабря 2004 г. № 861). В соответствии с п. 15 этого документа техническая возможность присоединения отсутствует при наличии в сетевом узле ограничений на присоединяемую мощность (они возникают, если полное использование мощности всех ранее присоединенных потребителей может привести к перегрузке оборудования сетевой организации). Таким образом, вопросы введения ограничений по мощности решаются в основном на этапе технологического присоединения, а не заключения договора с ГП.

Потребитель по желанию может заключить с ГП договор энергоснабжения или договор купли-продажи (поставки) электроэнергии, различающиеся обязанностями поставщика. В первом случае ГП должен осуществлять продажу потребителю электроэнергии и оказывать услуги по ее передаче, а также другие услуги, связанные с электроснабжением (самостоятельно или с привлечением третьих лиц). При этом в его функции входит урегулирование всех отношений (по передаче электроэнергии и оперативно-диспетчерскому управлению) с соответствующими субъектами электроэнергетики или собственниками электросетевых объектов. Покупатель обязан оплачивать приобретаемую электроэнергию и оказанные услуги. Такая форма взаимоотношений близка существовавшим до реформирования электроэнергетики и наиболее понятна и удобна большинству потребителей, хотя чаще всего менее выгодна экономически.

Во втором случае ГП обязуется лишь отпустить (поставить) электроэнергию покупателю, а тот должен ее оплатить. Урегулирование отношений с другими организациями, связанных с оперативно-диспетчерским управлением и передачей электроэнергии, входит в функции потребителя.

Таким образом, потребитель имеет возможность выбрать наиболее удобную и выгодную для него форму договора и заключить его с ГП или с другой энергосбытовой (энергоснабжающей) организацией. Договор оформляется в письменной форме (за исключением договора с потребителем-гражданином) и считается заключенным по факту оплаты электроэнергии. В договоре энергоснабжения (договоре купли-продажи электрической энергии) помимо других условий должны быть определены:

порядок согласования договорного объема потребления электрической энергии;

порядок компенсации стоимости отклонений фактического объема потребления электрической энергии от договорного;

дата и время начала исполнения обязательств по договору каждой из сторон;

срок исполнения покупателем обязательства по оплате электрической энергии (срок платежа).

Правилами установлено, что покупатель должен заявить ГП договорный объем потребления электрической энергии (мощности) с помесячной детализацией не позднее, чем за 2 мес. до начала очередного периода регулирования тарифов. Стоимость отклонений фактического потребления от договорного покупатель компенсирует в соответствии с правилами, утверждаемыми федеральным органом исполнительной власти в области регулирования тарифов.

Потребители, чья присоединенная мощность превышает 750 кВА (в единых границах балансовой принадлежности), или обслуживающие их энергосбытовые организации должны в определенном договором порядке уведомлять ГП о договорных почасовых объемах потребления электроэнергии и компенсировать стоимость отклонений от них фактических объемов потребления. Таким образом, для потребителей становятся крайне актуальными вопросы прогнозирования объемов электропотребления в различных временных интервалах, что, по существу, требует (для крупных и средних потребителей) создания специальных служб.

В договоре потребителя с ГП должно предусматриваться его право перейти на обслуживание к другой энергосбытовой организации, которая также обязана урегулировать отношения по купле-продаже электроэнергии с ГП. В Правилах указано: "... лицо, реализующее право перехода на обслуживание к энергосбытовой организации, несет риск выбора недобросовестного поставщика электрической энергии и отвечает перед третьими лицами за убытки, возникшие у них в связи с таким выбором...". Поэтому ему необходимо удостовериться, есть ли у энергосбытовой организации право на распоряжение электрической энергией, которое подтверждается, в частности, наличием у нее заключенных договоров, обеспечивающих приобретение электроэнергии на оптовом, розничном рынках или у другой энергосбытовой организации (гарантирующего поставщика). Потребитель вправе требовать такие документы у энергосбытовой организации или обратиться к сетевой организации, которая запросит эти сведения у администратора торговой системы оптового рынка либо у ГП.

При отсутствии у энергосбытовой организации права на распоряжение электроэнергией покупатель несет ответственность за ее потребление без заключения договора. Сетевая организация, к которой присоединен такой потребитель, обязана уведомить его об этом и потребовать заключить договор с ГП или с другой энергосбытовой организацией, а также оплатить фактический объем потребления электроэнергии за соответствующий период. Таким образом, Правила препятствуют появлению на розничных рынках недобросовестных энергосбытовых организаций, что, в принципе, возможно в сложных условиях переходного периода.

Отметим очень важное для потребителя обстоятельство, касающееся надежности электроснабжения. В Правилах используется понятие "категория надежности", но без ссылки на ПУЭ. Категория надежности устанавливается в договоре оказания услуг по передаче электрической энергии или в договоре энергоснабжения, и сюда же должны быть включены обязательства по ее обеспечению, в том числе допустимое число часов отключения в год и срок восстановления энергоснабжения. Категорийность снабжения потребителя электроэнергией в Правилах (п.113) определяется следующим образом:

"Первой категорией надежности предусматривается необходимость обеспечения беспрерывного режима работы энергопринимающих устройств, перерыв снабжения электрической энергией которых может повлечь угрозу жизни и здоровью людей, угрозу безопасности государства, значительный материальный ущерб. Условиями второй категории надежности предусматривается необходимость обеспечения надежного функционирования энергопринимающих устройств, перерыв снабжения электрической энергией которых приводит к недопустимым нарушениям технологических процессов производства. Энергоснабжение потребителей, не отнесенных к первой или второй категориям надежности, осуществляется по третьей категории надежности.

Для первой и второй категорий надежности допустимое число часов отключения в год и сроки восстановления энергоснабжения определяются сторонами в зависимости от конкретных параметров схемы электроснабжения, наличия резервных источников питания и особенностей технологического процесса потребителя, но не могут быть более соответствующих величин, предусмотренных для третьей категории надежности. Для третьей категории допустимое число часов отключения в год составляет 72 часа, но не более 24 часов подряд, включая срок восстановления энергоснабжения, за исключением случаев, когда для производства ремонта объектов электросетевого хозяйства необходимы более длительные сроки, согласованные с федеральным органом исполнительной власти по государственному энергетическому надзору".

В этом же пункте Правил отмечено, что если условием договора о первой или второй категории надежности предусмотрено наличие резервного источника электроснабжения, он устанавливается потребителем и поддерживается в состоянии готовности к использованию при отключении или введении ограничения потребления электроэнергии. В случае невыполнения потребителем указанного требования резервный источник устанавливается и обслуживается сетевой организацией, но за счет соответствующего потребителя, а при внерегламентных отключениях электроэнергии до установки такого источника сетевая организация не несет ответственности за нарушение условия договора о категории надежности. Таким образом, обеспечение условий надежности по первой или второй категории фактически возложено на потребителя.

В случаях ограничения режима потребления электроэнергии сверх сроков, определенных категорией надежности снабжения (согласованной в договоре), и нарушения установленного порядка этого ограничения, а также при отклонениях показателей качества электроэнергии больше значений, установленных техническими регламентами и иными обязательными требованиями, лица, не исполнившие обязательства, несут ответственность, предусмотренную законодательством РФ и договорами. Следовательно, в договор желательно включить условия о введении штрафных санкций (неустойках) при нарушении этих положений. Здесь может применяться статья 547 ГК РФ.

Для потребителя данные решения крайне важны, хотя и негативны. Дело в том, что они еще больше освобождают субъектов электроэнергетики от ответственности за перерывы и сбои в электроснабжении из-за провалов напряжения. В главе 1.2 ПУЭ всех изданий, предшествовавших седьмому, независимый источник питания определялся как источник, на котором сохраняется напряжение при исчезновении его на других источниках. В этом понятии не указывалось на необходимость сохранения напряжения в регламентированных пределах при кратковременных возмущениях. Но у потребителя был повод обосновывать свои претензии, связанные с кратковременными перерывами питания. Он считал, что поскольку в ПУЭ указано, что напряжение на независимом источнике питания должно сохраняться при его исчезновении на другом, то это сохраняемое напряжение не должно нарушать работу всех электроприемников, т. е. полагал, что в этом случае энергосистема не обеспечила наличия двух независимых источников. Поэтому в седьмом издании ПУЭ §1.2.10 был принят в следующей редакции: "независимый источник питания – источник питания, на котором сохраняется напряжение в послеаварийном режиме в регламентированных пределах при исчезновении его на другом или других источниках питания". Тем самым подчеркивается, что на аварийные режимы понятие независимых источников питания не распространяется. Требования ПУЭ о числе независимых источников питания сохраняются, но к проблеме защиты потребителей от воздействия кратковременных возмущений отношения не имеют. Выполнение этих требований не гарантирует бесперебойного электроснабжения потребителя. Постановление № 530 в еще большей степени усугубляет положение, делая расплывчатым понятие надежности электроснабжения.

Обратим внимание на крайне затратный для потребителя дополнительный п. 14, где, в частности, говорится: "Потребители услуг – покупатели электрической энергии должны соблюдать значения соотношения потребления активной и реактивной мощности, определенные в договоре в соответствии с порядком, утвержденным федеральным органом исполнительной власти, осуществляющим функции по выработке государственной политики в сфере топливно-энергетического комплекса... По факту выявления сетевой организацией на основании показаний приборов учета нарушений значений соотношения потребления активной и реактивной мощности составляется акт, который направляется потребителю услуг. Потребитель услуг в течение 10 рабочих дней с даты получения акта письменно уведомляет о сроке, в течение которого он обеспечит соблюдение установленных характеристик путем самостоятельной установки устройств, обеспечивающих регулирование реактивной мощности, или о невозможности выполнить указанное требование и согласии на применение повышающего коэффициента к стоимости услуг по передаче электрической энергии". Таким образом, после принятия соответствующих нормативных документов от потребителя вновь потребуется компенсировать реактивную мощность для снижения потерь в не принадлежащих ему электрических сетях.

Поясним это, имея в виду, что участвующие в обсуждении данного вопроса неспециалисты [8], хотя и стоящие на позициях потребителя и даже пытающиеся защитить его, убеждены, что потребитель потребляет реактивную энергию из сети [9]. Фактически же еще в начале прошлого века было доказано, что при постоянной индуктивности L и сопротивлении r = 0 в цепи переменного тока i=I_msin ωt (где I_т – амплитудное значение тока), т.е. при отсутствии потерь в катушке происходит лишь периодический переход энергии извне к катушке (от энергосистемы к потребителю) и обратно (от потребителя к энергосистеме). Следовательно, средняя мощность (при φ = π/2 = 90°)

P=UIcos 90° = 0,

где U и I – эффективные значения напряжения и тока; φ – угол (фаза) отставания тока от напряжения.

Реактивная энергия Q = LI_m²/2.

Промежутки времени, в течение которых энергия извне передается индуктивной катушке, чередуются с такими же промежутками, когда она возвращается обратно, при этом ток возрастает от 0 до своего максимального значения за четверть периода Т. Реактивная мощность представляет собой произведение реактивной слагающей напряжения (проекции вектора напряжения на направление, перпендикулярное направлению вектора тока) и тока: Q= U sin φ I.

Таким образом, процессы намагничивания с накоплением энергии и размагничивания с ее отдачей чередуются. Каждую четверть периода потребитель потребляет реактивную энергию от энергосистемы, а в следующую четверть – возвращает ее энергосистеме. За что он должен платить, если не расходует реактивную мощность?

Еще в 30-х годах прошлого столетия было рассчитано, что увеличение cos φ, например, с 0,6 до 0,9 позволяет снизить мощность подстанций на 14 % и уменьшить их число на 26 %. Поэтому децентрализованная установка конденсаторов на стороне высокого напряжения – всегда наивыгоднейшее экономическое решение.

В то время считалось допустимым для промышленных предприятий работать на границе раздела 6 УР с cos φ = 0,85, учитывая, что установившиеся режимы синхронных генераторов локальных энергосистем устойчивы. За превышение этого значения полагалась скидка с тарифа, за снижение – надбавка. Был период, когда предприятие не поощряли и не наказывали, если его соs φ находился в пределах 0,92–0,95 при питании от сетевых районных подстанций, и давали возможность работать с cos φ = 0,85 при питании на генераторном напряжении с шин ТЭЦ (ГРЭС).

Компенсирующее оборудование (статические конденсаторы, синхронные компенсаторы и др.) устанавливали на предприятиях только с разрешения энергосистемы. Если она запрещала установку (что определялось режимом работы узла нагрузки), а коэффициент мощности электроустановок предприятий не достигал 0,85, то предприятие освобождалось от надбавки. Особая нормируемая льгота назначалась в том случае, если предприятие с разрешения энергосистемы повышало средневзвешенный коэффициент мощности с помощью синхронных компенсаторов (используя генераторы промышленных электростанций или синхронизацию асинхронных двигателей).

При определении cos φ на 6 УР следует учитывать, что у двухполюсных отечественных турбогенераторов при номинальном напряжении номинальный коэффициент мощности составляет 0,8–0,9 (у широко распространенных на промышленных ТЭЦ генераторов серий ТВ и ТВФ номинальной мощностью от 30 до 60 МВт он равен 0,8, у генераторов 100÷500 МВт – 0,85 и лишь у костромского генератора 1200 МВт – 0,9). Следовательно, работа синхронных генераторов на потребителя с коэффициентом мощности 0,8–0,9 не является чрезвычайной, переход же от непрерывного управления режимом ЕЭС к дискретному дает возможность по-иному рассматривать вопрос компенсации. Расчеты, проводимые самими промышленными предприятиями, показывают, что cos φ у генераторов должен быть на уровне 0,88 (tg φ = 0,55), но не выше 0,90. Энергосистема, заведомо зная, что предприятие не уложится в задаваемый cos φ = 0,95 (tg φ = 0,4), получает возможность штрафовать его за недокомпенсацию и отключать у него компенсирующие устройства в те или иные периоды при снижении активной мощности или повышении напряжения на подстанции.

Запишем балансовые уравнения компенсации реактивной мощности:

ΣP_r = ΣP_н + ΣΔP + P_рез;

ΣQ_r + ΣQ_к.у + ΣQ_в.л = ΣQ_н + ΣΔQ + Q_рез,

где ΣP_r, ΣQ_r – суммарные активная и реактивная нагрузки генераторов электростанций; ΣP_н, ΣQ_н – суммарные потребляемые активная и реактивная мощности; ΣΔP, ΣΔQ – суммарные потери активной и реактивной мощности; ΣQ_к.у – суммарная мощность компенсирующих устройств; ΣQ_в.л – реактивная мощность, генерируемая воздушными линиями напряжением ПО кВ и выше; Р_рез, Q_рез – резерв активной и реактивной мощностей.

Руководствуясь балансом, не потребует ли исполнительная власть возвращения в нормативные документы требований об оснащении электрических сетей компенсирующими устройствами до 0,6 квар/кВт и сохранится ли в целом оснащенность 0,2–0,3 квар/кВт?

Итак, можно констатировать, что введение платы за реактивную мощность практически означает следующее:

потребители будут платить за электроэнергию второй раз, так как в тарифе уже учтены потери и, следовательно, затраты, связанные с передачей электрической энергии;

субъекты электроэнергетики (ОАО "ФСК ЕЭС") будут настаивать на заданном значении коэффициента мощности (или tg φ) на границе раздела "предприятие – энергоснабжающая организация", поэтому в очередной раз попытаются возложить на потребителя выполнение услуг по обеспечению эффективности своей работы, при этом от установки потребителем компенсационных устройств на границе раздела потери в его сетях не снизятся;

величина компенсации будет определяться по условиям, экономически выгодным энергосистеме (исходя, по существу, из реанимированного понятия "народно-хозяйственный эффект"), и в этом случае весь эффект от управления реактивной мощностью получат субъекты энергетики;

в отдельных случаях энергосистема будет настаивать на отключении компенсационных устройств у потребителя, ссылаясь на повышение напряжения из-за перекомпенсации. Следовательно, у потребителя возникнут затраты на регулирование реактивной мощности, что приведет к увеличению его эксплуатационных затрат.

Таким образом, сложилась устойчивая тенденция возлагать затраты, связанные с расширением собственности субъекта электроэнергетики, на потребителя. В конечном счете это сдерживает рост промышленного производства, и прежде всего малого бизнеса, вызываете определенное социальное напряжение, в принципе исключает возможность надежно электрифицировать всю Россию, включая глубинку.

Список литературы

1. Гуревич П. Основные вопросы электрической политики в послевоенную эпоху в России. – Электричество, 1913, № 1.

2. Кржижановский Г. Об электрификации (Речь на 8-м Съезде Советов). – М.: ГИЗ, 1921.

3. Кудрин Б. И. План ГОЭЛРО и развитие топливно-энергетического комплекса страны. – Промышленная энергетика, 1992, № 12.

4. Кудрин Б. И. О Государственном плане рыночной электрификации России (ГОРЭЛ). – М.: Изд-во ин-та народно-хоз. прогнозир. РАН, 2005.

5. Кудрин Б. И. О технологическом присоединении к электрическим сетям. – Электрика, 2002, № 4.

6. Кудрин Б. И. К вопросу о Правилах доступа потребителей электрической энергии к услугам субъектов электроэнергетики. – Электрика, 2005, № 6.

7. Кудрин Б. И. О пакете новых нормативных документов, заменяющих Правила пользования электрической и тепловой энергией. – Промышленная энергетика, 2005, № 8, 9.

8. Иванов М. Энергетический гамбит. – Российская газета, 2006 г., 2 декабря.

9. Кудрин Б. И. История компенсации реактивной мощности. Комментарий главного редактора. – Электрика, 2001, №6.

* Официальный текст опубликован в Российской газете 8.09.2006 г.