Logo Международный форум «Евразийская экономическая перспектива»
На главную страницу
Новости
Информация о журнале
О главном редакторе
Подписка и реклама
Контакты
ЕВРАЗИЙСКИЙ МЕЖДУНАРОДНЫЙ НАУЧНО-АНАЛИТИЧЕСКИЙ ЖУРНАЛ English
Тематика журнала
Текущий номер
Анонс
Список номеров
Найти
Редакционный совет
Редакционная коллегия
Представи- тельства журнала
Правила направления, рецензирования и опубликования
Научные дискуссии
Семинары, конференции
 
 
Проблемы современной экономики, N 4 (32), 2009
ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПРОБЛЕМЫ РЕГИОНОВ И ОТРАСЛЕВЫХ КОМПЛЕКСОВ
Трачук А. В.
генеральный директор ФГУП «Гознак», доцент кафедры экономики и антикризисного управления Финансовой академии при Правительстве Российской Федерации (г. Москва),
кандидат экономических наук


Методы стимулирования инвестиций в инфраструктурные проекты
(на примере электроэнергетики)
В статье рассмотрены достоинства и недостатки тарифного регулирования на основе методики регулируемой базы активов RAB (Regulatory asset base), которая ориентирована на стимулирование инвестиций в инфраструктурные проекты и учитывает операционные затраты, относимые на мощность, выплату процентов и возврат заемного капитала, а также выплату дивидендов. Предложено использовать эту методику в электроэнергетике не только для регулирования тарифов сетевых компаний, но и для рынка мощности
Ключевые слова: инвестиции, электроэнергетика, электрические сети, рынок мощности, методика RAB, тариф, государственное регулирование

Процесс реформирования естественных монополий в российской экономике еще далек от своего завершения, поэтому государственное регулирование деятельности предприятий возникших, в ходе реформирования естественных монополий, нуждается в постоянном мониторинге и существенной корректировке. Кроме того, глобальный финансово-экономический кризис вносит определенные коррективы в работу задуманных в начале реформы механизмов регулирования, которые оказались не приспособленными к новым условиям.
Распространенным инструментом, поддержания инвестиций на необходимом уровне, является предоставление государством или рыночным сообществом гарантий возврата инвестиций с обеспечением необходимой доходности.
В настоящее время в России, одним из главных вопросов является вопрос обеспечения гарантий компаниям, которые осуществляют значительные инвестиции в электроэнергетический сектор экономики. Причин для этого, как минимум две, во-первых, данный сектор принадлежит к отрасли, для которой характерны такие черты, как высокий уровень капитальных вложений и длительные сроки окупаемости. Вторая же состоит в том, что без введения новых генерирующих мощностей начатая либерализация рискует остаться не завершенной, поскольку на значительной части территории России отдельные электростанции обладают существенной экономической властью, если не сказать доминирующим положением.
Напомним, что в отношении электроэнергетических компаний действует определенная система тарифообразования, которая регулирует ценообразование на товары и услуги энергетических компаний, а также содержит ряд механизмов, гарантирующих возврат и окупаемость инвестиций в новое строительство. Что касается ценообразования на товары и услуги естественных монополий, то в отношении электроэнергетических компаний чаще всего применяется система «затраты — плюс», основанная на расчете тарифа в зависимости от издержек компании, ставшая классическим механизмом регулирования предприятий естественных монополий в России. Такая система применяется как на розничном рынке электроэнергии, так и на оптовом (с 2008 г. для субъектов оптового рынка лишь проводится индексация, установленных ранее тарифов).
Наиболее сложным вопросом развития рынка в электроэнергетике остается рынок мощности. В настоящий момент не завершена еще работа над целевой моделью рынка мощности и порядком функционирования рынка мощности в переходный период. Это создает долгосрочные риски стабильного развития электроэнергетики, так как дефицит мощностей может привести к существенному росту цен в отдельных зонах оптового рынка электроэнергии.
В ходе реформирования РАО «ЕЭС России» государством были предприняты шаги, направленные на обеспечение инвестиционной активности новых собственников генерирующих активов. В качестве механизмов предусматривались такие инструменты как «договоры о предоставлении мощности» (ДПМ), «механизм гарантированных инвестиций» (МГИ), а также «рынок мощности» (РМ).
Механизм ДПМ был предложен Минэкономразвития и РАО «ЕЭС России» с целью гарантирования реализации инвестиционной программы РАО до 2012 г. после его расформирования *. Договор предоставления мощности заключается между генерирующей компанией, ЗАО «ЦФР» и НП «АТС». Предметом данного договора является обязательство генерирующей компании предоставлять на оптовый рынок мощность, производимую на генерирующем оборудовании, месторасположение и минимальная установленная мощность которого указана в приложении к данному договору и соответствует объемам инвестиционной программы развития электроэнергетики, разработанную РАО «ЕЭС России».
Стоит отметить, что ДПМ предусматривает серьезные санкции, за срыв ввода мощностей, и также смягчающих и гарантирующих условий. Во-первых, это возможность сдвига ввода мощностей на срок до одного года при возникновении не зависящих от компании обстоятельств. Во-вторых, генерирующим компаниям (ГК) гарантируется, что построенная ими в рамках этого механизма мощность будет покупаться Центром финансовых расчетов (ЦФР). В-третьих, в случае изменения темпов либерализации электроэнергетических рынков ГК имеют право отказаться от своих обязательств по выполнению инвестиционной программы *.
В качестве источника инвестирования вводов новых мощностей в рамках ДПМ предусматривается использование доходов от дополнительной эмиссии акций ГК (наряду с использованием заемных и собственных средств). Как оценивалось ранее *, совокупный объем привлекаемых генерирующими компаниями в 2006–2008 гг. денежных средств от размещения дополнительных акций может превысить 400 млрд руб.
Что касается механизма гарантироанных инвестиций, то он был введен в действие Постановлением Правительства РФ № 738 от 7 декабря 2005 г. *Согласно данному Постановлению МГИ обеспечивает привлечение инвестиций в строительство новых электрических станций и отдельных энергоблоков на существующих станциях, необходимых для формирования перспективного технологического резерва мощностей по производству электроэнергии в Единой энергосистеме России и изолированных территориальных электроэнергетических системах. Согласно Постановлению действие МГИ рассчитано на период до 2010 г., а объем сооружаемых с его использованием мощностей составляет 5 ГВт. Специфика МГИ состоит в том, что инвестор вкладывает свои деньги под гарантию, предоставляемую ему Системным оператором (СО) в виде обязательства по оплате услуги по формированию технологического резерва *. Предполагается, что МГИ привлечет инвесторов и обеспечит возврат им вложенных средств на тех территориях, где сложившиеся условия инвестирования не могут обеспечить возврат и достаточную доходность вложенного капитала *.
Возмещение инвестированных средств должно осуществляться за счет оплаты услуг по формированию перспективного технологического резерва и платы за электроэнергию, выработанную генерирующими объектами, построенными в соответствии с данным проектом. Тариф на эту энергию определяется Федеральной службой по тарифам (ФСТ).
В 2008 г. Федеральное Агентство по энергетике объявило два конкурса инвестиционных проектов по строительству тепловых электростанций мощностью до 1200 МВт в районе подстанции Тарко-Сале в Тюменской области и мощностью 580–660 МВт в районе Серовской ГРЭС в Свердловской области *.
Особое внимание, по нашему мнению, следует уделить другому механизму гарантирования инвестиции — «рынку мощности» (РМ). Рынок мощности как отдельный механизм впервые был определен в Законе об электроэнергетике, вышедшем в 2003 г. *Позднее эта идея получила дальнейшее, в т.ч. законодательное, развитие, нашедшее отражение в Постановлениях Правительства № 529 и 205, вышедших в 2006 и 2007 гг. соответственно *, *. Наконец, в 2008 г. в Постановлении Правительства № 476 были зафиксированы основные вопросы и процедуры организации и функционирования рынка мощности *.
Основная задача РМ, как следует из указанных выше документов, состоит в обеспечении в кратко-, средне- и долгосрочной перспективе такого объема генерирующих мощностей, который достаточен для покрытия всего электропотребления в электроэнергетической системе в любое время с соответствующими параметрами надежности и качества *.
В настоящее время рассматриваются два основных варианта РМ *, *. В первом из них предполагается, что подаются только заявки на мощность, при этом условия ценообразования различаются для действующей и новой мощности. Такой вариант представляется более простым в реализации и уже нашел применение, в том или ином виде, в мировой практике. Однако отобранные заявки на мощность в данном варианте могут оказаться неэффективными по электроэнергии. Во втором варианте предполагается, что подаются заявки на мощность с опционом на цену электроэнергии, и условия ценообразования для действующей и новой мощности равны. В таком варианте возможен отбор эффективных заявок по совокупным затратам (на мощность и энергию). Однако его реализация сложна, и он еще нигде не внедрен. Основная сложность состоит в том, что функционирование такого РМ требует выполнения долгосрочных прогнозов цен на электроэнергию (и топливо).
Ключевым инструментом РМ является конкурентный отбор мощности (КОМ). Процедуры отбора представляют собой долгосрочный аукцион поставщиков мощности за несколько лет до момента возникновения обязательств по поставке и дополнительные корректирующие аукционы, которые будут проводиться в промежутке между долгосрочным аукционом и фактическим моментом возникновения обязательств по поставке мощности. Следует отметить, что наряду с поставщиками мощности в КОМ имеют право участвовать потребители с регулируемой нагрузкой, способные снижать электропотребление по команде СО. В течение переходного периода для участия в КОМ поставщики обязаны включиться в энергобаланс ФСТ.
Для определения потребностей в мощностях, отбираемых в ходе процедуры КОМ, СО прогнозирует спрос (электрическую нагрузку) и определяет коэффициент резервирования. Согласно предварительным оценкам, выполненным СО, расчетное значение коэффициента резервирования составляет около 17%. При прогнозировании спроса учитывается его эластичность.
По нашему мнению, такой анализ целесообразно дополнить расчетами, определяющими рыночную силу каждого из поставщиков в зоне свободного перетока (ЗСП) и принимать во внимание задачу снижения этой рыночной силы при проведении отбора мощности. Важно также отметить, что для обеспечения приемлемого уровня конкуренции в большинстве ЗСП технологического резерва в 17% будет скорее всего недостаточно.
В результате КОМ отбираются объекты генерации (поставщики) с наименьшей ценой в количестве, необходимом для покрытия прогнозируемой нагрузки с учетом технологических параметров электроэнергетической системы (топологии сети, резервирования, маневренности оборудования и т.д.). В первом варианте РМ объекты отбираются по критерию минимума цены мощности, а во втором — по минимальной цене мощности и электроэнергии. Поставщики, не отобранные КОМ, не получают оплату мощности и не могут заключать договоры на продажу мощности, но могут реализовывать электроэнергию на рынке на сутки вперед. Кроме того, они имеют право участвовать в последующие годы в корректирующих отборах.
Прошедшие КОМ поставщики (как действующие, так и новые) получают гарантию востребованности (и оплаты) их мощностей потребителями, а потребители получают гарантию того, что их нагрузка будет покрыта (как в краткосрочном периоде, так и в перспективе). Взамен гарантии востребованности мощностей поставщик должен обеспечить постоянную готовность оборудования к производству электроэнергии. Готовность считается обеспеченной, если оборудование находится в работе или готово включиться в работу в любой момент времени. Если поставщик не выполнил свои обязательства по вводу новой мощности (отказался от строительства или задержал вводы на длительный период), то на него налагается штраф. Потребитель, участвующий в рынке электроэнергии, в обмен на гарантии покрытия его нагрузки, обязан участвовать в РМ, покупая мощность, равную годовому максимуму его нагрузки, умноженному на коэффициент резервирования.
КОМ будет проводиться за 4–7 лет до начала фактической поставки мощности. Указанная заблаговременность определяется двумя разнонаправленными факторами. С одной стороны, большая продолжительность строительства электростанций требует увеличения заблаговременности проведения КОМ. Однако, с другой, для снижения неопределенности используемых для проведения КОМ данных (прогнозов электрической нагрузки и развития электрической сети, условий финансирования, цен на топливо и др.) и связанных с ней рисков, наоборот, требуется уменьшение заблаговременности проведения КОМ.
Возврат инвестиций новым поставщиками на РМ гарантируется в течение 5–10 лет. При этом оплата индексируется в соответствии с уровнем инфляции.
В случае, если поданные заявки поставщиков не покрывают полностью потребности в мощности, СО объявляет дополнительный конкурс на точечное строительство электростанции (с заданными местом выдачи и характеристиками).
Если даже после указанного конкурса при проведении дополнительных аукционов предложение мощности все же оказывается недостаточным для покрытия спроса, уполномоченный государственный орган может принимать решения о: а) дополнительном строительстве электростанций в энергодефицитном районе; б) развитии электрических сетей для передачи мощности в энергодефицитный район; в) нецелесообразности предотвращения дефицита и ограничении потребителей.
Следует добавить, что мощности, построенные с использованием механизма ДПМ, могут участвовать в РМ. Как отмечалось выше, ЦФР гарантирует их покупку. Напротив, мощности, построенные на условиях механизма гарантирования инвестиций, не могут участвовать в РМ, т.к. им уже гарантируется возврат инвестиций в рамках МГИ.
Как отмечается в ряде публикаций, долгосрочный РМ может стать действенным инструментом развития генерирующих мощностей даже в условиях финансово-экономического кризиса *.
Однако следует обратить внимание на тот факт, что РМ, также как и МГИ, гарантирует только возврат средств, вложенных в генерирующие объекты (прошедшие конкурентный отбор).
В условиях нестабильности финансовой и банковской систем, когда собственные средства ограничены, заемные средства дороги, а на длительную перспективу фактически недоступны, гарантий того, что инвесторы придут на рынок мощности, нет. В связи с этим, высока вероятность того, что при проведении долгосрочного аукциона на поставки мощности, новых поставщиков будет недостаточно для того, чтобы полностью покрыть спрос. Поэтому потребуется шире использовать «подстроечное» мероприятие — конкурс, который объявляет СО, на дополнительное строительство электростанций. Однако и в рамках этого конкурса гарантируется только возврат инвестиций. В связи с этим в условиях финансовой нестабильности гарантии того, что инвесторы захотят участвовать в данном конкурсе, также нет.
Для того, чтобы обеспечить приход на рынок инвесторов в указанных условиях, требуется принимать дополнительные меры государственного регулирования на этапе собственно инвестирования проектов. К таким мерам, в частности, относится кредитование госбанками инвестиционных электроэнергетических проектов (о чем говорилось выше) *. Это поможет улучшить финансирование инвестпроектов энергокомпаний, участвующих в долгосрочном РМ. Хотя и в этом случае дефицит финансирования не всегда может быть устранен *.
Основным недостатком при внедрении вышеописанных механизмов в России является отсутствие надлежащего учета долгосрочных рисков в инвестиционной составляющей тарифа. Практикой функционирования естественных монополий многократно показано, что не существует механизма гарантии учета инвестиционных расходов (обеспечения надлежащей прибыльности) предприятий естественных монополий в случае использования методов тарифного регулирования типа «затраты — плюс».
На наш взгляд, несправедливо игнорировался на ранних этапах реформирования такой механизм регулирования инвестиционной деятельности как метод ценообразования «RAB». Система RAB-регулирования была создана и впервые разработана и внедрена в 1980-е гг. в Великобритании. Первыми перешли на новую модель тарифообразования компании связи и водоснабжения. Чуть позже эксперимент был распространен на электрические и газовые сети, порты, аэропорты и иные сферы бизнеса с ограниченной конкуренцией. С середины 90-х гг. английский опыт переняли другие европейские страны, а также Австралия, Канада и США. Сегодня система формирования тарифов по методике RAB широко применяется во многих государствах Западной и Восточной Европы: в Великобритании, Чехии, Венгрии, Румынии, Болгарии, Украине, Германии, Швеции и Норвегии, а сама система считается во всем мире образцом тарифного регулирования, для методов, основанных на учете экономически обоснованных затрат. В первую очередь это относится к распределительным электрическим сетям, а также системам водоснабжения и связи, так как они в силу сетевой структуры продолжают сохранять монопольное положение.
Основным отличием ценообразования по методу RAB является сам метод расчета, во многом объединяющий принципы описанных выше методов, в основе которого лежит такая система расчета тарифов, которая позволяет постепенно возвращать инвестированные средства, включая проценты на привлеченный капитал, а норма доходности на инвестированный капитал гарантируется государством.
Аббревиатура RAB (Regulatory Asset Base) буквально переводится с английского как «регулируемая доходность капитала». Новая методика тарифного регулирования направлена на привлечение инвестиций в строительство и модернизацию инфраструктуры и стимулирование эффективных расходов регулируемых организаций. Система дает регулируемым организациям стимул к снижению издержек, так как сэкономленные средства остаются в компании, в отличие от действующей в настоящее время системы «затраты — плюс».
Тариф регулируемых компаний будет формироваться таким образом, чтобы инвесторы имели возможность гарантированно возвращать инвестированные средства и проценты на привлеченные средства, получая при этом гарантированную государством норму доходности на инвестированный капитал. При расчете нормы доходности инвестированного капитала (исходя из которой регулятор будет устанавливать тариф) учитываются следующие показатели: экономически обоснованное соотношение заемного и собственного капитала на долгосрочный период, стоимость заемного капитала, которая рассчитывается как средняя стоимость долговых обязательств, сложившаяся в энергетической отрасли, а также стоимость собственного капитала компании.
Необходимая валовая выручка, посчитанная по методу RAB, включает в себя текущие расходы, доход на инвестированный капитал и возврат инвестированного капитала. В отличие от существующей системы «затраты — плюс» в выручку не включаются непосредственно инвестиционные расходы. Они включаются в базу инвестированного капитала и возвращаются инвестору в течение 35 лет. Все это время на них начисляется доход, который также включается в тариф. Этот механизм идентичен ипотеке — инвестиции осуществляются сейчас, а потребитель платит за них в течение длительного срока.
Система RAB направлена и на повышение качества услуг инфраструктурных компаний. Новая методика формирования тарифов накладывает довольно жесткие обязательства на предприятия. В том числе в части применения стандартов надежности и качества обслуживания потребителей. Вводятся, например, для сетевых компаний в электроэнергетике, параметры продолжительности, частоты отключений, исполнения нормативов на подключение и реакции на аварийные ситуации.
Немаловажна и прогнозируемость тарифов. Если в настоящее время тарифы устанавливаются на год, то новая методика предполагает более длительные сроки регулирования — от трех до пяти лет (в 2009–2010 гг. предполагается внедрение RAB-методики для сетевых компаний с периодом регулирования от двух до трех лет, а с 2011 г. период регулирования должен увеличиться и составить пять лет). Следует отметить и то, что двадцатилетний опыт внедрения RAB-регулирования доказал его эффективность. Европейские компании в регулируемых государством отраслях снижали свои издержки в несколько раз, что влекло за собой серьезное снижение тарифа при одновременном увеличении инвестиций.
В России данная методика применительно к предприятиям электрических сетей стала разрабатываться сравнительно недавно. Эти компании не получили в результате реформы дополнительных возможностей по привлечению дополнительных средств на финансирование своих инвестиционных программ и испытывают в настоящее время существенные трудности с их финансированием. Проблема остается крайне острой, поскольку дефицит электросетевых мощностей остается существенным и, к примеру, в мегаполисах — г. Москве и г. Санкт-Петербурге отстает от спроса на два-три года. На сегодня МОЭСК и «Ленэнерго» достигли предела заимствований, поэтому зависимость энергокомпаний от сбора платы за технологическое присоединение следует минимизировать, в силу правовой и экономической ущербности этого механизма.
На правительственном уровне основные принципы ценообразования по методу RAB закреплены приказом № 231-э от 26 июня 2008 г. ФСТ РФ («Методические указания по регулированию тарифов с применением метода доходности инвестированного капитала»). В конце июля 2008 г., администрации пяти субъектов РФ подписали соглашения с ФСТ, и холдингом МРСК о переходе на регулирование по методу доходности на вложенный капитал (Астраханская, Тверская, Белгородская, Оренбургская области и Пермский край).
Первой Компанией, вступившей в проект, стала Астраханская область. Правление Федеральной службы по тарифам на заседании 30 сентября 2008 г. приняло решение о введении RAB-тарифов для работающего в регионе филиала ОАО «МРСК Юга» — Астраханьэнерго. Инвестпрограмма МРСК Юга на территории Астраханской области на 2009–2016 гг. предусматривает реконструкцию 7 подстанций, городских сетей, а также реализацию мероприятий по снижению потерь электрической энергии в распределительных сетях.
За счет перехода на RAB уровень инвестиций в тарифах Астраханьэнерго к 2011 г. вырастет в 4,3 раза по сравнению с уровнем 2008 г. — до 1,3 млрд руб.. При этом рост конечного тарифа для потребителей не превысит уровни, установленные в прогнозе социально-экономического развития России на 2009-2011 гг.. Это ограничение соблюдается в отношении всех регулируемых организаций.
Еще одной компанией, которая осуществляет переход на тарифообразование по методу RAB стал филиал ОАО «МРСК Урала» «Пермэнерго». По словам исполняющего обязанности председателя РЭК Пермского края Павла Дорохова, необходимость привлечения инвестиций в электросетевой комплекс очевидна: износ электрических сетей составляет в настоящее время около 57%. По предварительным оценкам, использование RAB-метода в Пермском крае позволит в течение ближайших 8 лет привлечь инвестиции в развитие сетей в размере 40,5 млрд руб.. Заметим, что при старом методе регулирования «затраты — плюс» такие объемы инвестиционных средств были бы невозможны.
Помимо распределительных сетевых компаний, входивших в холдинг РАО «ЕЭС Росиии» и консолидированных в межрегиональные распределительные сетевые компании, интерес к RAB имеют и коммунальные распределительные сети.
Более того, благодаря применению методики RAB инвестор будет знать, что ему гарантирован доход на вложенный капитал, а для регулирующих органов привлекательность методики заключается еще и в ежегодном снижении операционных расходов сетевой компании, условно-постоянных затрат, а также их определении по методу сравнения аналогичных компаний (так называемый «benchmarking»).
Если подытожить достоинства и недостатки методики RAB, то к достоинствам следует отнести:
● стимулирующее влияние такого регулирования на увеличение инвестиций;
● увеличение рыночной стоимости компаний под воздействием увеличения прибыльности;
● создание предпосылок для улучшения структуры капитала;
● обеспечение возврата инвестиций в инфраструктурных отраслях;
● стимулирование снижения операционных затрат компании;
● увеличение горизонта планирования и принятия решений.
Необходимо отметить и ряд недостатков и рисков, присущих этому методу регулирования:
● использование некорректных данных о базовых уровнях расходов компании, может привести как к потерям, так и необоснованной прибыли компании (проблема схожа с регулированием по методике «затраты — плюс», но ее влияние заметно меньше);
● занижение первоначальной базы капитала, что особенно важно с учетом драматического несоответствия между стоимостью основных средств в учете компаний и рыночной стоимостью нового оборудования;
● затруднена оперативная корректировка инвестиционной программы;
● долгосрочность регулирования предполагает установления одной стоимости капитала на весь период регулирования, что в существующих условиях может создать источник потерь для регулируемой компании;
● несоответствие реальной и фактической стоимости капиталов увеличивает риск недостижения плановой структуры капитала и потерь для регулируемой компании;
● вероятность существенного роста тарифов при использовании рыночной оценки первоначальной базы капитала;
● существуют риски неполучения необходимой валовой выручки при резком снижении потребления.
RAB считается перспективным для регулирования тарифов на услуги предприятий жилищно-коммунального хозяйства и, в частности, на услуги по теплоснабжению.
Анализ практики использования методики RAB при тарифном регулировании сетевого хозяйства позволяет предположить обоснованность использования общих принципов методики RAB в другой части электроэнергетической отрасли РФ — при определении цены заявки генерирующей компании, подаваемой на коммерческий отбор мощности в рамках переходной модели рынка мощности. Также использование этой методики обосновано и при установлении тарифов для той части мощности, которая будет продаваться по регулируемым тарифам и после 2011 года и как базу для расчета гарантированной оплаты мощности, при продаже энергии по топливной составляющей.
Долгосрочные тарифные решения, существенным образом могут снизить риски инвесторов, а с другой стороны обеспечить необходимую базу для контроля реализации государственной политики в электроэнергетике.
Таким образом, в экономической теории и практике накоплен широкий спектр механизмов, направленных на предоставление гарантий инвесторам возврата вложенных финансовых средств в развитие электроэнергетических компаний. Исследование существующей практики в этой сфере свидетельствует о том, что в условиях реформирования естественных монополий в России оптимальный вариант пока еще не найден. По всей видимости, особенно на фоне текущего экономического кризиса и заметного снижения потребления электроэнергии, требуется поиск более эффективных методов увеличения гарантий частным инвесторам в крупные инфраструктурные проекты и усиление роли государства в этом процессе.

Вернуться к содержанию номера

Copyright © Проблемы современной экономики 2002 - 2019
ISSN 1818-3395 - печатная версия, ISSN 1818-3409 - электронная (онлайновая) версия