Размещено на http://www.allbest.ru/

Преобразования в электроэнергетике необратимы

В.А. Зубакин

Процессы, протекающие в ходе реформирования РАО "ЕЭС России", привлекают неподдельное внимание, и в первую очередь профессионалов энергетиков. Что ожидать от реформы, какая судьба ждет территориальные компании и ТЭЦ

Какова ситуация с реформированием отрасли на текущий момент?

На мой взгляд, современную ситуацию с реформированием электроэнергетики можно описать как "полдень", т.е. все процессы реформирования запущены, но ни один из них пока не завершен. Например, уже имеется законодательная база, но нет пока всех подзаконных актов. Другой пример - мы имеем осуществленную "распаковку" АО-энерго по видам деятельности, но созданные после этого объединенные компании (ОГК и ТГК) не все еще начали операционную деятельность. Уже существует запущенный сектор свободной торговли, имеется запущенный балансирующий рынок, но нет еще рынка мощности, нет рынка системных услуг. Можно сказать, что преобразования, скорее всего, необратимы, и на планируемом в декабре заседании Правительства по электроэнергетике, мы надеемся, отметят эту необратимость и очередность ближайших шагов.

Какие шаги по реформированию будут предприниматься дальше? Когда и как закончится реформа?

Очень важным для нас является выпуск таких документов, как "Правила розничного рынка" и "Правила заключения публичных договоров" - это два взаимосвязанных документа. Также очень важным для реформы является постановление Правительства, которое утвердит новую модель рынка, она будет существенно отличаться от той, которая есть сейчас. В частности, весь регулируемый сектор будет преобразован в регулируемые двухсторонние договоры. Вместо сектора свободной торговли будет создан "рынок на сутки вперед", в котором уже не будет ограничений по цене, и должны будут появиться нормальные экономические сигналы.

На мой взгляд, завершением реформы должна являться полная либерализация рынка электроэнергии. А в силу того, что проводится она поэтапно (так, с 1 января 2007 г. будут заключены 5-летние договоры с крупными потребителями и 3-летние с гарантирующими поставщиками, которые снабжают население), то соответственно, через 5 лет после 2007 г. реформа будет завершена полностью. Но качественное преобразование, я думаю, произойдет в 2008 г., потому что в 2008 г. останутся только 3-х и 5-летние договоры для, приблизительно, 50% объема электроэнергии, а 50% будет продаваться по свободным ценам. Поэтому качественное изменение, по которому можно сказать, что произошел качественный скачок, и энергетика стала либеральной, это рубеж 2007-2008 гг., если, конечно, сроки, графики и механизмы сохранятся. При этом нельзя считать сроком завершения реформы реорганизацию РАО "ЕЭС России", даже если она произойдет в 2006-2007 гг., то появившиеся в результате компании еще не будут жить в рыночных условиях.

Что такое балансирующий рынок, зачем он нужен? В чем его польза для ТЭЦ, генерирующих компаний?

В Постановлении Правительства балансирующий рынок назван "рынком отклонений".

Невозможно достичь 100% точности планирования на рынке электроэнергии в силу того, что происходят погодные колебания, происходят всякого рода случайности, аварии, перебои с поставкой топлива и т.п. И в этом смысле отклонения факта от плана происходят всегда, и балансирующий рынок - это инструмент рыночной купли-продажи этих отклонений. До недавнего времени сектор отклонений у нас был просто механизмом штрафов тем, кто неправильно планировал свое собственное производство или потребности. Но штрафы не являются рациональными экономическими сигналами. В этом смысле необходимо, чтобы происходила конкуренция между поставщиками для компенсации отклонений.

В чем польза для ГК такой системы рассмотрим на примере. Представьте себе электростанцию, подавшую заявку на следующие сутки на определенную загрузку определенного блока, и вдруг этот блок в 00:15 ч. из нагрузки выходит, далее эта станция оставшиеся 23 часа "попадала" бы на штраф. Теперь, в час ночи, подав заявку на балансирующий рынок, станция сможет уйти от штрафов, именно работая уже на рынке отклонений. Это снижает риски и вводит вместо штрафов систему экономических сигналов на балансирующем рынке - те, кто более эффективен, будут более загружаемы.

Что происходит с рынком системных услуг?

Модель рынка системных услуг активно обсуждается. Есть полное понимание и у Правительства, и у ведомств, что такой рынок нужен. В условиях либеральной экономики оказание тех или иных услуг по поддержанию частоты, напряжения и т.д. должны оплачиваться, содержание резервов не может быть общественной нагрузкой для наших генераторов. И услуга по разгрузке не может быть бесплатна для наших потребителей. Думаю, что рынок системных услуг в течение ближайшего полугода мы будем обсуждать, надеюсь, в середине 2006 г. рынок системных услуг будет запущен.

Какие еще системные рынки предполагается сформировать?

Во-первых, это рынок мощности. Модель рынка мощности тоже сейчас обсуждается, думаю, момент запуска рынка мощности - это конец 2006 г Надо понимать, что в электроэнергетике два товара: электрическая энергия и мощность. Товар специфический, мощность, как правило, будет торговаться с некоторой отсрочкой поставки, например, в 2006 г. будет торговаться мощность на 2007 г. Но, получив деньги на будущие договоры по поставке мощности, генераторы уже смогут привлекать средства на финансовом рынке для каких-то дополнительных инвестиций в расширение объемов мощности.

Во-вторых, еще один рынок, который можно отнести к инфраструктурным, это рынок производных инструментов. Сейчас в Администраторе торговой системы идут имитационные торги, идут эксперименты с производными инструментами, с индексом цен на электрическую энергию. Этот рынок для снижения рисков поставщиков и потребителей электрической энергии. В условиях колебания цен и объемов на рынке достаточно интересна деятельность по хеджированию, которая с одной стороны снижает риски поставщиков электроэнергии, а с другой она сама по себе может представлять интерес для участников рынка, в том числе для финансовых спекулянтов, которые могут быть полезны, поскольку увеличивают ликвидность рынка.

Какая судьба ожидает генерирующие мощности в энергетике?

Важнейшим фактором возможности развития экономики является наличие избытка генерирующих мощностей. Этот избыток нужен, во-первых, для системной надежности (авария в Москве 25 мая лишний раз об этом напомнила) и, во-вторых, чтобы надежно обеспечивать возможность развития производства (если есть избыток мощности, то те или иные производства можно разворачивать). В нашей стране избыток генерирующих мощностей в экономике образовался в 1990 г., когда произошел экономический спад. Длительный период мы все сидели на этом запасе, но ряд регионов, таких как Тюменская область, Ханты-Мансийский автономный округ, Москва и Санкт-Петербург имеют очень высокий рост потребления, и еще год назад их потребление уже превысило объемы 1990 г. А с учетом того, что после 1990 г. в течение 15 лет серьезных вводов мощностей (как в 80-х годах прошлого века) не было, а наоборот, происходило старение и снижение надежности, то понятно, что кризис производства относительно потребления сначала проявился в отдельных регионах, а потом и в целом по стране - о чем мы справедливо говорили еще в 2000 г.

Московская авария - это звоночек, который важно услышать. Один из выводов, который в РАО "ЕЭС" сделали после московской аварии, это понимание того, что нужны серьезные программы инвестиций в генерацию. Можно пока временно заниматься инвестициями в сети, поскольку еще остаются регионы, в которых объем генерирующих мощностей превышает потребление. И это тоже хорошо, с точки зрения системной надежности, поскольку в разных ситуациях за счет перетоков можно регулировать частоту и напряжение. Но это не единственное стратегическое решение, поскольку в соседних регионах тоже может начаться экономический рост и, соответственно, возрастет потребление, и эти новые сети будут не так необходимы, поскольку мощности будут потребляться на месте. При этом есть еще два фактора, усложняющих ситуацию. Первый - это структура генерации, которая уже сложилась, - в последнее время в Европейской части России интенсивно вводились мощности на атомных электростанциях. А атомная генерация имеет очень низкую маневренность, т.е. она должна находиться "в базовой нагрузке", и, соответственно, стал возникать дефицит маневренных мощностей. Такими же темпами, как строительство атомных станций, в Советском Союзе было намечено строительство гидроаккумулирующих станций. Принцип тандема атомной и гидроаккумулирующей электростанции таков - ночью, во время спада потребления, гидроаккумулирующая станция работает как насос, и, используя электроэнергию АЭС, перекачивает воду из нижнего бассейна в верхний, а во время пика потребления пропускает закаченную воду обратно, но уже через турбину и дает энергию в сеть. А у нас на 7 блоков АЭС есть только одна гидроаккумулирующая станция - Загорская, да и то недостроенная (I очередь). Так же в России очень низкими темпами (по сравнению с Европой и Америкой) строятся такие высокоманевренные мощности на газе, как газотурбинные и парогазовые станции. Вводы таких современных станций, как Северо-Западная ТЭЦ и Калининградская ТЭЦ-2 - это единичные примеры, которые пока не создают в балансе мощный слой высокоманевренных станций.

Какой выход мы видим сейчас? Создание рынка мощности будет давать сигналы для строительства новой генерации. Высокие цены на рынке электроэнергии будут тоже давать сигналы инвестору для строительства станций. Но в данный момент получается, что дефицит электрической энергии в некоторых регионах может появиться раньше, чем инвестор успеет сделать свои вложения. Поэтому мы подготовили проект постановления Правительства о механизме гарантирования инвестиций, который рассчитан на объем в 5000 МВт, и в рамках которого инвесторы, привлекаемые на конкурсной основе, смогут создавать мощности в тех точках, которые им укажет Правительство. Будут гарантии по возврату вложенного капитала через соответствующие отношения с системным оператором и с рынком. Не буду вдаваться в детали этого механизма, но он рождается долго и болезненно, по той причине, что существующие акционеры энергетических компаний задают вопрос: "А почему вновь пришедшие находятся в более привилегированных условиях, чем существующие акционеры?" Надо понимать, что вновь пришедшие инвесторы готовы вкладывать деньги и строить "с нуля", т.е. нести все риски. Дискуссия близится к завершению, принятие постановления Правительства создает условия для того, чтобы в 2006 г. проводить первые конкурсы, заключать первые контракты об инвестировании и начинать строительство генерирующих мощностей.

Еще одна проблема генерации - это неготовность нашего машиностроения обеспечить строительство полностью российской современной техникой с высоким КПД. В частности, в России до сих пор не изготавливаются котлы со сгоранием в кипящем слое, а это прогрессивная технология, которая позволяет уходить от монополизма поставщиков угля. Сейчас у нас каждая электростанция рассчитана под конкретный вид угля, который зачастую поставляется с конкретного разреза, соответственно монополизм достигает 100%. Технология с кипящим слоем позволяет начать реальную конкуренцию между угольными компаниями.

У нас нет крупного отечественного оборудования для парогазовых и газотурбинных технологий. И на новых станциях (Северо-западной ТЭЦ и Калининградской ТЭЦ-2) часть оборудования было российским, а часть импортным, производства ведущих мировых компаний. И это тоже сдерживает инвестиционный процесс в генерацию.

Как в условиях свободной цены на электроэнергию будут функционировать ТЭЦ в части продажи тепла?

На мой взгляд, потенциал эффективности ко- генерации в данный момент не проявлен полностью из-за нескольких причин. Первая причина - это низкая цена газа, которая не позволяет преимуществу когенерации, связанному с большей эффективностью переработки топлива, быть востребованным. Вторая причина - это слабые экологические стандарты и санкции, они несравнимо ниже, чем в других странах. И это позволяет ставить в жилом квартале точечный источник тепла с дымовой трубой на уровне окон 5-го этажа жилого дома - и никому до этого нет дела. Следующий фактор неэффективности - это наличие существенного размера перекрестного субсидирования, которое создает экономический сигнал для крупных потребителей инвестировать в создание собственных источников тепла и уходить. Получается, что чем больше перекрестного субсидирования, тем выгоднее промышленному потребителю создавать собственные энергоисточники. После ухода промышленного потребителя регулятор вынужден повышать степень перекрестного субсидирования, соответственно эффективность ухода для крупного потребителя повышается еще больше. Это очень неприятная ситуация, которая привела к созданию ликвидного рынка всякого рода мини-котельных, мини-ТЭЦ, есть конкуренция на этом рынке, идет масса зарубежной техники, но пока проектирование, и вообще инжиниринг, находятся на низком уровне. Как правило, покупают не комплексное решение "под ключ", а только технику, проектированием часто занимаются компании, не имеющие достаточного опыта и квалификации. И существуют примеры, когда эти потенциально эффективные мини-ТЭЦ и котельные работают неэффективно из-за проблем, связанных с водоподготовкой, с выдачей избытка мощности, с газом и т.д.

Вообще, на мой взгляд, проблемы с доступом к газу серьезны и для большой энергетики, и для малой энергетики. Дело в том, что в условиях отсутствия рынка газа действует административный ресурс, и в условиях, когда большая энергетика будет реформироваться, настоящей конкуренции при отсутствии рынка газа не будет. Как генерирующие компании могут конкурировать, если газ между ними будет делиться в одной точке? Поэтому, мы с большой надеждой ожидаем, что либерализация рынка газа все-таки начнется в ближайшие годы. Конкуренция в электроэнергетике при отсутствии конкуренции между основными поставщиками топлива не получится. электроэнергия мощность атомный

Не является ли межрегиональная интеграция уходом от ответственности за энергоснабжение на местах?

Никто никогда не позволит уйти от ответственности за энергоснабжение в регионах. И всегда в силу локальности рынка тепла регуляторы будут связаны с местными органами власти, а рынок электрический в силу межрегиональности будет тяготеть к федеральным органам власти. И тут трудно представить ситуацию, что какая-то ТЭЦ без согласования с органами власти вдруг прекратит выработку тепла - думаю, это невозможно. Другое дело, что ценообразование на рынках тепловой и электрической энергии должно быть синхронизировано. И тут возникают еще два более глубоких вопроса. Во-первых, синхронизация реформы энергетики с реформой ЖКХ, во-вторых административная реформа и финансовая реформа, связанная с распределением источников доходов между субъектами федерации и муниципальным уровнем. Самостоятельно свою реформу РАО "ЕЭС России" проводить не может, очень много вопросов оказывается на стыках реформ, поэтому РАО "ЕЭС России" заинтересовано и в успехе реформы ЖКХ, в том числе тарифного регулирования.

Какими должны быть взаимоотношения с муниципалитетами по вопросам энергоснабжения?

Что касается электроснабжения, то ответ на этот вопрос в "Правилах розничного рынка", "Правилах не дискриминационного доступа", "Правилах заключения публичных договоров" - эти документы достаточно широко растиражированы. Здесь очень важной является дата 1 апреля 2006 г. - к этому дню должно произойти разделение по видам деятельности тех предприятий электроэнергетики, которые совмещают естественно монопольные и конкурентные виды деятельности. Это могут быть крупные потребители, которые имеют собственных субабонентов, это могут быть оптовые перепродавцы, которые совмещают сбыт тепла с его транспортировкой.

Методические рекомендации о том, как должно происходить разделение по видам деятельности, как должна выполняться эта норма закона, подготовила Федеральная антимонопольная служба, соответствующий документ разослан по регионам. В данный момент начинается кампания по заключению соглашений о взаимодействии между местной администрацией субъекта федерации, ФАС, РЭК, гарантирующим поставщиком в данном регионе с тем, чтобы эта работа по "распаковке" (по разделению) видов деятельности осуществлялась более организованно и планомерно. По опыту РАО "ЕЭС", проведшего "распаковку" по всей стране - это тяжелая сложная работа, связанная с большим количеством корпоративных действий, с обострением отношений с кредиторами, с трудовым коллективом. Мы можем и готовы помочь, т.к. заинтересованы в том, чтобы это разделение по видам деятельности не было фактором снижения надежности электроснабжения. Я надеюсь, что эта кампания пройдет удачно.

Существует три варианта разделения. Первый вариант, когда оптовый продавец реорганизуется на сетевую и сбытовую компанию, это самый сложный вариант, связанный с серьезными корпоративными действиями, с возможностью досрочного предъявления кредитором своих требований к оплате. Второй вариант, когда оптовый продавец учреждает дочернее общество, например, сбытовую компанию и передает туда сбытовую деятельность, это менее болезненный вариант - для учреждения дочерней компании выделяется минимальный капитал. И самый безболезненный, на мой взгляд, вариант - это когда оптовый продавец отказывается от деятельности по сбыту, передавая клиентскую базу соответствующему гарантирующему поставщику - в сбытовую компанию, которая уже существует в регионе. Такого рода методические указания с учетом того, кем является оптовый продавец, МУПом или акционерным обществом, есть в упомянутом выше документе, а он есть в местных антимонопольных органах.

Что касается взаимоотношений по рынку тепла, то тут стратегическое направление - это создание региональных программ развития тепловых сетей, тепловых источников и вообще систем теплоснабжения - то, что уже есть в 210- ФЗ и 211-ФЗ и, надеюсь, будет закреплено в законе "О теплоснабжении".

Мы во время работы над законопроектом "О теплоснабжении" достаточно хорошо изучили опыт тех европейских стран, где есть когенерация (Дания, Финляндия), и поняли, что конкуренция такого рода, как на рынке электрической энергии, когда в реальном времени идут переключения, невозможна - есть гидравлические режимы, есть специфические особенности. Поэтому, скорее всего, нужна конкуренция проектов - проектов строительства теплосетей, строительства индивидуальных источников, проектов ЦТ с крупными источниками и т.д. Есть у нас достаточно интересные наработки, которыми с нами делилась датская компания Ramboll. Понимание и опыт этой проблематики сохранились во ВНИПИэнергопроме, который сейчас восстановил свою компетенцию по разработке схем энергоснабжения. В рамках этой конкуренции арбитром является, конечно, муниципалитет.

Какая судьба ожидает "проблемные" ТЭЦ, моноТЭЦ?

Понимание проблем ТЭЦ нам удалось донести до членов совета директоров РАО "ЕЭС России", в том числе представителей государства. На сегодня мы имеем решение, которое позволяет по проблемным ТЭЦ использовать целую гамму действий, например, передача ТЭЦ в доверительное управление монопотребителя, или создание простого товарищества, нами это реализовано на Волгоградской ТЭЦ. Возможна и продажа ТЭЦ, но пока была продана только Соликамская ТЭЦ. Теперь, когда отменен мораторий на продажу, эта работа может активизироваться. Нами разработана соответствующая методика по выбору и обоснованию варианта действий, желающим мы можем ее предоставить. Соответственно, бизнес-единицы - ТГК эту работу сейчас разворачивают.

ТЭЦ на рынке электроэнергии в некоторых больших регионах составляют до 60-70% выработки. А для рынка электроэнергии ценна любая ТЭЦ, способная держать нагрузку, тем более что даже ТЭЦ низкой эффективности в условиях быстрого роста потребления в данном регионе может оказаться востребованной; и рынок будет вынужден содержать некоторые низкоэффективные ТЭЦ за счет установления для них платы за мощность. Как массовую эту ситуацию я не ожидаю. Думаю, в обозримом будущем, в течение 3-5 лет, после запуска рынка, для большинства таких станций собственником и регулятором будут определены пути санации и оздоровления.

Нужна ли массовая малая энергетика и нужна ли для ее развития господдержка?

Есть точка зрения, что массовая малая энергетика, так называемая "сотовая энергетика", в целом повышает надежность системы. Эта энергетика потребует совершенно иных решений в области сетей, транспорта электроэнергии, в области управления этими системами, диспетчерского управления, и в сфере газоснабжения, создания рынка газа, систем водоснабжения. Не думаю, что сегодня инфраструктура готова к массовому созданию малой энергетики. Тем более что государственная поддержка могла бы быть именно на создание инфраструктуры, в которой эти малые источники могли бы быть эффективны. Например, соответствующее развитие газовых сетей. Если будет решение о развитии этой инфраструктуры, тогда и появятся условия для эффективного развития массовой малой энергетики, пока же малые источники электроэнергии - это скорее исключение.

И несколько слов о доступе к сетям. Очень сильно изменилась структура нагрузки - если раньше большая часть нагрузки в регионах была промышленной и ее графики можно было оптимизировать, то сейчас больше половины нагрузки в регионах - это неуправляемая социальная нагрузка, которая "зашкаливает", например, при похолоданиях. И это серьезная проблема. Любой новый участник, приходящий в сеть, если для него есть техническая возможность подключения без усиления сетей, должен быть подключен за символическую плату. Если же введение нового участника в сеть требует некоторого ее усиления, например, строительство подстанции, то тогда данный потребитель должен заключать договоры, но не за подключение, а именно за устранение ограничений для подключения. И это должны быть вложения в конкретный целевой объект, например, диспетчерский центр, а не в соцкультбыт. С одной стороны, не должно быть барьеров для появления новых участников рынка, с другой стороны, если новый участник ведет за собой снижение системной надежности, то зачем он нужен системе? Часто это трактуют как "злую волю" монополиста, а то, что этот монополист отвечает за качественное и надежное энергоснабжение, забывают. Доступ новой электростанции к сети - это то же самое, что доступ нового потребителя - это перегрузка сети. Если появляется участник рынка, то мы под него должны держать соответствующие резервы. Круг проблем, связанных с подключением, достаточно серьезный. Тут есть понимание регуляторов, и сейчас дополняется нормативная база, думаю в 2006 г. "критическая" нормативная база по подключению уже будет создана.

Кто и как будет регламентировать требования к надежности и качеству энергоснабжения, если соблюдение норм СНиП стало добровольным?

Реформа электроэнергетики совпала по времени с реформой технического регулирования. Но в рамках реформы технического регулирования нельзя пока похвастаться какими-то серьезными успехами, пока еще ни один технический регламент не принят как федеральный закон. Логика этой реформы такая: те требования, которые должны быть посвящены обеспечению безопасности, обязательны для выполнения, те же требования, которые посвящаются эффективности, повышению конкурентоспособности и т.д., они могут быть стандартами. Стандарты могут быть национальными, могут быть корпоративными, но они добровольны. В 2005 г. произошел существенный прорыв, правительственная комиссия под руководством В. Христенко приняла список из 16 технических регламентов в электроэнергетике, проводит в настоящее время конкурс для определения разработчиков. Думаю, в 2006 г основная масса проектов технических регламентов по энергетике появится и будет доступна для публичного обсуждения. Все они, наверно, не будут приняты, поскольку процедура принятия федерального закона достаточно длительная. А в 2007-08 гг. уже будут приняты все технические регламенты по электро- и теплоэнергетике. Параллельно идет работа по созданию соответствующих стандартов. Ряд корпоративных стандартов РАО "ЕЭС России" уже разработан и принят. В первую очередь это стандарты, касающиеся системной надежности. И несмотря на то, что это корпоративные стандарты, мы предлагаем участникам рынка, не входящим в РАО "ЕЭС", присоединяться к ним. Есть понимание, что созданные как корпоративные, эти стандарты могут быть основой для национальных стандартов, и могут использоваться для работы над техническими регламентами. В идеальном варианте сначала нужно принять технический регламент, а потом создавать стандарт, но в жизни получаться будет по-разному, и будет возникать проблема гармонизации их между собой. Не менее важная проблема - это гармонизация нашего технического регулирования с мировым, особенно европейским. Это важно, т.к. к нам идут зарубежные компании, инвесторы, операторы, зарубежное технологическое оборудование. В то же время, наши компании поставляют энергетическое оборудование, например, в развивающиеся страны, РАО "ЕЭС" приобретает энергетические объекты за рубежом. Ставится вопрос по синхронизации российской энергосистемы с европейскими, для расширения торговли электроэнергией. Таким образом, гармонизация - это не мода, а насущная необходимость.

В свете децентрализации управления отраслью какова может быть роль саморегулирующихся организаций?

В США саморегулирование развивается одновременно с ужесточением наказания за неисполнение существующих норм (например, федеральных законов). Новый закон "Об электроэнергетике" очень жесткий, с установлением жестких экономических санкций и уголовного наказания за неисполнения федеральных стандартов, и в то же время, большие полномочия, вплоть до установления размеров штрафов, отдаются саморегулируемым организациям.

Думаю, в этом направлении должны двигаться и мы - наряду с федеральным законодательством, устанавливающим обязательные требования, должны создаваться серьезные саморегулирующееся организации. Например, ассоциации могут развиваться в этом направлении. В первую очередь НП "Российское теплоснабжение" может развиться до саморегулируемой организации. Приведу пример Ассоциации гидроэнергетики России - на совещании, посвященном подготовке к осеннее-зимнему максимуму, наши сбытовые организации предложили создать такую ассоциацию. Наиболее яркий пример саморегулируемой организации - это работа Администратора торговой системы, где участники рынка - генераторы и потребители, и государство как арбитр, договариваются о тех или иных изменениях в правилах. И недавно принятое постановление правительства № 661 об изменениях в правилах этого рынка, является знаковым, поскольку там установлено, что санкции за нарушения требований к системам учета электроэнергии устанавливаются в договоре о присоединении к рынку, т.е. государство отдало рыночному сообществу, как более компетентному, эти полномочия.

Размещено на Allbest.ru