Журнал "Энергорынок" # 4 за 2006 год

Роль риск-менеджмента в электроэнергетике в современных условиях реформирования возрастает. Электроэнергетические системы являются одним из основных инфраструктурных элементов общества, а обеспечение надежности энергоснабжения становится главной целью управления рисками. Об этом шла речь на проведенной журналом "ЭнергоРынок" конференции.

    Риск-менеджмент - это процесс выявления и оценки рисков, а также выбор методов и инструментов их минимизации. Он включает в себя идентификацию, анализ и оценку рисков; превентивную разработку программы мероприятий по ликвидации последствий кризисных ситуаций; создание системы страхования; прогнозирование развития предприятия с учетом возможного изменения конъюнктуры и другие мероприятия. Для электроэнергетики всегда была характерна высокая степень технологических рисков, а происходящие сегодня масштабные изменения в отрасли обусловливают появление новых - рыночных - рисков, которые обязаны учитывать компании. Если год назад существенное внимание уделялось именно этой группе, в частности рискам генерирующих и сбытовых компаний, то после московской энергоаварии 2005 г. и суровых зимних морозов акцент вновь сместился в сторону операционных рисков, а также связанных с аномальными природными условиями.
    Как было отмечено Анатолием Чубайсом в приветственной речи к участникам конференции, уже никого не надо убеждать в важности риск-менеджмента, в необходимости учитывать последствия принимаемых решений для потребителей и других заинтересованных сторон, а так же в необходимости их вовлечения в процессы выработки решений.
    Для каждой группы рисков применяются различные подходы и методы, которые требуют обсуждения и постоянного совершенствования. Так, важнейшим шагом в области управления операционными рисками является развитие системы технического регулирования. На данный момент правительственная комиссия под руководством Виктора Христенко утвердила список из 17 технических регламентов для электроэнергетики, которые должны быть разработаны и приняты в ближайшее время. Реализация данных регламентов позволит в значительной степени повысить безопасность функционирования энергообъектов.
    Кроме того, на сегодняшний день в данной области накоплен большой международный опыт, адаптация которого является обязательным элементом эффективного развития отрасли. С одной стороны, особенности формирования электроэнергетической отрасли России определяются обширностью территории страны, климатическими условиями, структурой генерирующих мощностей и пр. С другой - модели анализа и прогнозирования рисков успешно функционируют на европейских рынках и могут быть реализованы в российских условиях. Примером такой системы служит схема управления рисками Скандинавии, о принципах работы которой рассказал главный советник министерства энергетики Норвегии Рагнер Оттосен. Наиболее интересен данный подход с точки зрения анализа влияния климатических условий на работу гидроэлектростанций, играющих важную роль в энергосистеме страны.
    Изменение инфраструктуры и принципов функционирования рынка электроэнергии также способствует возникновению рыночной группы рисков. Некоторые из них существовали и в период регулируемого электроэнергетического рынка, но с либерализацией отрасли их характер изменился. Работая на рынке, компаниям следует обращать внимание на риски, связанные с собственным поведением на нем (готовность оборудования, поставки топлива, выбор стратегии участия в рынке, финансовая состоятельность контрагентов и т. д.), а также с действиями третьих сторон (регулирующих органов, системных операторов и администраторов рынка, других участников рынка). По мнению управляющего консультанта Barker, Dunn&Rossi, a Gestalt Company Майкла Беккера, зачастую неудовлетворительное управление рисками связано с несовершенством правил рынка. Он считает, что после преобразований модель ОРЭ приобретет черты рынков северо-востока США, поэтому их изучение необходимо для формирования инструментария управления рисками в российских условиях.
    Наиболее сложными с точки зрения управления являются регуляторные риски. Их актуальность обусловлена тем, что, даже не обладая доминирующим положением (доля на рынке более 35%), производитель в отдельные моменты времени может манипулировать ценой на рынке. Кроме того, определенные трудности возникают из-за бюрократических проволочек. В частности, начальник департамента структурной и тарифной политики в естественных монополиях Минпромэнерго России Вячеслав Кравченко выразил обеспокоенность в связи с задержками в согласовании документов в профильных министерствах и ведомствах.
    В заключение стоит обратить внимание на наличие рисков акционеров. На данный момент РАО "ЕЭС России" работает над вопросом минимизации рисков для миноритарных акционеров. Данной теме посвящен материал С. Мироносецкого.

    Валентин Межевич заместитель председателя Комитета по естественным монополиям Совета Федерации РФ
    Риски энергокомпаний можно разделить на три группы:

• рыночные риски субъектов отрасли (генерации, сетей, диспетчерского управления и т. д.);
• операционные риски;
• нефинансовые риски.
      Последние две группы требуют особого внимания, так как влияют на надежность и бесперебойность снабжения потребителей и ограничивают темпы роста экономического развития. Еще два года назад РАО "ЕЭС России" прогнозировало дефицит мощностей в ряде регионов России. Однако ряд специалистов заявляло о надежности и избыточности единой энергосистемы. Тем не менее события последнего года (авария на подстанции Чагино и аномальные морозы 2006 г.) выявили технологический износ оборудования и дефицит энергетических мощностей.
      При существующих прогнозах дефицита мощности к 2008 г. электроэнергетика становится фактором, не только ограничивающим удвоение ВВП и в целом экономический рост в стране, но и зоной потенциального риска энергетической безопасности России. Необходим пересмотр Энергетической стратегии РФ, создание условий для стимулирования инвестиционной активности в электроэнергетике, обеспечения развития других отраслей промышленности. При планировании новых энергетических объектов в регионах с соответствующими условиями развития необходимо использовать модель формирования спроса на электроэнергию.
      Формирование спроса на электроэнергию путем строительства крупных энергетических объектов, в том числе и гидростанций, должно стать основным фактором развития российской электроэнергетики в ближайшие 30 лет в Сибири и на Дальнем Востоке. При этом прямые государственные инвестиции в гидроэнергетику будут обеспечены гарантией возвратности и высокой доходностью.
      Управление рисками способствует как полноценному функционированию энергетических рынков, так и развитию энергетической системы страны в целом.
  

      Роман Зорабянц директор по развитию и ИT ОАО "ОГК-1"
      Риск-менеджмент и управление надежностью в ОГК-1
      Разработка и внедрение системы управления рисками является одним из ключевых факторов успеха энергетической компании в рыночных условиях. Генерирующие компании проектировались и создавались как субъекты рынка, ориентированные на конкурентные бизнес-отношения с внешней средой. Как бизнес-структура ОГК-1 стремится к долгосрочному росту стоимости компании за счет увеличения "скорости зарабатывания денег" (как считает известный западный консультант Э. Голдрат, именно скорость "прохода" денег через систему - важнейший показатель ее успешности). Добиться этого невозможно без новых управленческих подходов к вопросу о преодолении системных ограничений, мешающих повышению доходности. Для того чтобы в оперативном режиме обнаруживать препятствия, устанавливать их причины и последствия, принимать верные тактические и стратегические решения, сотрудники ОГК-1 разрабатывают комплексную интеграционную модель стоимости компании - "Симултрек".
      Симултрек - набор взаимосвязанных информационных проекций (моделей) деятельности компании - управления мощностями, энергопотоками (закупками и продажами), компетенциями, технологической надежностью, финансовыми потоками, - каждой из которых в перспективе будет соответствовать отдельная служба. Задачами последней станут насыщение той или иной модели необходимыми первичными данными и принятие решений по своему аспекту управления бизнесом.
      Инструменты риск-менеджмента включены в каждую модель, но особенно важны в управлении технологической надежностью, поскольку именно здесь сосредоточены основные риски производственной генерирующей компании.
      Надежность системы целесообразнее измерять не количеством инцидентов (как сегодня принято), а величиной потерь (убытки + упущенная выгода), которые несет компания в связи с ними. Это непосредственная реализация бизнес-подхода в управлении рисками.
      Все риски, связанные с надежностью, мы делим на потенциально изменяемые и неизменяемые, которые, в свою очередь, подразделяются на принимаемые и передаваемые.
      Изменяемые риски минимизируются с помощью инвестиционных проектов. Неизменяемые риски можно принять на себя или передать другим (хеджирование либо страхование).
      ОГК-1 для управления рисками в сфере надежности использует два основных инструмента: модель и бюджет надежности.
      Чтобы модель надежности выдавала информацию о вероятных рисках, необходимы большой объем данных о фактическом состоянии оборудования и НСИ, которые обрабатываются с помощью алгоритма ЕАМ (Enterprise Asset Management). В ОГК-1 ЕАМ реализован в корпоративной информационной системе Пермской ГРЭС.
      Потенциальный ущерб от вероятностных событий (рассчитанных на модели) и затраты на устранение или снижение риска подвергаются оценке. Для этого производятся экономические расчеты в соответствии с предполагаемым сценарием, привлекаются данные из других моделей-проекций системы управления компанией. Данные операции поддерживаются программными продуктами PowerSim (сценарирование) и Spider (ресурсный анализ). Результаты отражаются в динамической карте рисков.
      На основе получаемых из модели выводов и строится бюджет надежности, который включает в себя:
  

• расходы на ремонты, техническое перевооружение и реконструкцию;
• расходы на устранение последствий технологических нарушений (ремонты и штрафные санкции Системного оператора);
• потери электроэнергии при простоях оборудования в ходе плановых ремонтов (упущенная выручка);
• потери электроэнергии при простоях оборудования и потерях мощности из-за технологических нарушений (упущенная выручка);
• разница между страховыми платежами и выплатами по рискам business interruption (перерывы в производственной деятельности);
• затраты на обучение эксплуатационного персонала (инвестиции в уменьшение потерь выработки, связанных с ошибками персонала).
      На сегодняшний день ОГК-1 достигла следующих результатов в области управления надежностью:
  
• переход к долгосрочному планированию бизнеса;
• минимизация потерь, связанных с рисками, на которые можно воздействовать;
• оптимизация программ технического перевооружения и ремонтов на 2006 г.
      В качестве целей на ближайшую перспективу определены:
  
• переход к ремонтам по техническому состоянию (насколько это возможно);
• оптимизация затрат на передаваемые риски (сокращение разницы между выплатами страховым компаниям и их возмещением ОГК-1 при наступлении страховых случаев);
• внедрение системы эффективного управления мощностями и энергопотоками.
      Инструменты риск-менеджмента начинают активно использоваться в ОГК-1, причем, не механически, "по книжкам", а творчески. Они органично включаются в целостную систему управления, в наибольшей степени через модель управления надежностью.
  

      Александр Пироженко заместитель начальника управления ФАС России
      Ценовые и регуляторные риски новой модели оптового рынка электроэнергии
      На данном этапе оптовый рынок электроэнергии (ОРЭ) состоит из следующих сегментов: регулируемый сектор (РС), сектор свободной торговли (ССТ), балансирующий сектор. В существующей модели ОРЭ ценовые риски фактически отсутствуют, поскольку сектор свободный торговли в его нынешнем виде - это, скорее, возможность для относительно небольшой оптимизации затрат потребителей (цены в ССТ и РС отличаются в среднем на 3%) на энергоснабжение и площадка для "обкатки" биржевых технологий и тренировки участников. Арбитраж между ССТ и РС не позволяет формироваться рыночной цене на электроэнергию.
      В 2006 г. будет введена новая модель оптового рынка электроэнергии (НОРЭМ), в связи чем необходимо обратить внимание на возможность появления дополнительных ценовых и регуляторных рисков.
      Правила нового оптового рынка электроэнергии не предусматривают деления на участников регулируемого сектора и участников сектора свободной торговли. Все те, кто покупает или продает электроэнергию (мощность) в любом из секторов оптового рынка, являются его участниками. Основой НОРЭМ станет система регулируемых договоров (РД) на поставку электрической энергии. В соответствии с условиями таких договоров поставщик обязан поставить договорной объем электроэнергии, а покупатель - оплатить его вне зависимости от величины собственного планового потребления. Помимо регулируемого договора как способа торговли электроэнергией, на НОРЭМ сохраняются свободные двусторонние договоры, а также вводится новый сектор - рынок "на сутки вперед" (РСВ). Основой РСВ является конкурентный отбор ценовых заявок на сутки вперед. Объем РСВ будет зависеть от точности прогноза почасовых объемов электроэнергии при составлении регулируемых договоров на 2006 г. В данном секторе рынка участники смогут продавать лишние либо покупать недостающие объемы электроэнергии, но уже по иным ценам, отличным от тех, которые определялись регулируемыми договорами. Как следствие рынок и государство столкнутся с новыми, до сих пор не известными рисками колебаний цены, а также со злоупотреблением производителя своим доминирующим положением.
      Рынок электроэнергии существенно отличается от других рынков и характеризуется неэластичностью спроса на электроэнергию, неразрывностью процессов производства и потребления, а также имеет ряд технологических и технических особенностей, связанных как с производством, так и с передачей электроэнергии. С точки зрения регулятора, эта особенность состоит в том, что производитель, не обладая доминирующим положением в классическом понимании, в отдельные моменты времени может манипулировать ценой на рынке.
      Данные риски, колебания и манипуляции ценами в 2006 г. будут относительно небольшими, так как объем рынка "на сутки вперед" незначителен - не более 5% от всего объема рынка электроэнергии. Вне зависимости от объемов на РСВ планируется формирование рыночной цены на электроэнергию, служащую индикатором для заключения свободных договоров на поставку электроэнергии, а также точкой отсчета для цены балансирующего рынка. Несмотря на небольшой объем рынка, незначительные колебания цен и их рост несут в себе серьезные политические риски, появление которых может негативно повлиять на дальнейшую либерализацию рынка.
      На зарубежных рынках действует система борьбы с манипуляцией ценами. Основой российской системы мер контроля на ОРЭ будет являться оценка рыночного поведения генерирующих компаний при подаче заявок на участие в РСВ и БР. При этом планируется определять временное доминирующее положение генераторов, которые, пользуясь неэластичностью спроса по цене и сложившейся топологией сети, могут завышать цену продаваемой электроэнергии. Таких генераторов будет контролировать администратор торговой системы. Критерием определения станет цена, зафиксированная в ранее поданных и принятых рынком заявках этих генераторов в период, когда они не имели доминирующего положения. ФАС России окончательно оценит действия таких производителей.
      Наличие системы контроля с жесткими санкциями за нарушения - необходимое и обязательное условие формирования конкурентного рынка электроэнергии. По мере функционирования система будет совершенствоваться и сможет противостоять таким сложным правонарушениям, как сговор, взаимосвязанные стратегии ценового поведения и др. До реорганизации РАО "ЕЭС России" в компании дополнительно продолжит действовать корпоративная система мер ответственности генеральных директоров генерирующих компаний (ТГК и ОГК) за неконкурентное поведение на ОРЭ, которая разрабатывается в РАО "ЕЭС России" совместно со специалистами ФАС России. Это обеспечит учет генерирующими компаниями при определении своего рыночного поведения наличия системы мер, не позволяющей им злоупотреблять своим положением на рынке.
  

      Майкл Беккер Executive Consultant, Barker, Dunn & Rossi, a Gestalt Company
      Управление рисками в новых сегментах электроэнергетического рынка
      Либерализация электроэнергетики и введение конкурентных рынков способствуют увеличению рисков снижения надежности электроснабжения и повышения цен.
      Создание независимых обслуживающих организаций, увеличение роли регулирующих органов в работе компаний, ужесточение правил выхода из рынка, закрепление за распределительными компаниями статуса гарантирующих поставщиков, ввод классов дефолтных потребителей с потолками цен и т. д. повышают риски участников электроэнергетических рынков.
      На российском оптовом рынке электроэнергии (мощности) наряду с тарифным ценообразованием используются конкурентные ценовые заявки в секторе свободной торговли "5-15". Формируемая в результате цена электроэнергии в секторе свободной торговли не отражает реальной рыночной цены и не дает надежных ценовых сигналов. Предстоящие преобразования ОРЭМ предполагают создание полноценного конкурентного спотового рынка "на сутки вперед" за счет выделения регулируемого сектора в сферу двусторонних договоров. Поставщики и потребители получат возможность подавать ценовые предложения и заявки на полные объемы производства и потребления, а цена электроэнергии, формируемая таким образом, отразит реальный рыночный сигнал.
      Риски, связанные с предстоящими изменениями, могут быть обусловлены следующими причинами:
  

• поведением участника на рынке (степенью готовности производственного оборудования компании, выбором стратегии участия в рынке, финансовой состоятельностью контрагентов);
• действиями третьих сторон (Системного оператора, администратора торговой системы, регулирующих органов и др.).
      Как правило, неудовлетворительное управление рисками связано с несовершенством правил рынка (запретом на заключение гарантирующими поставщиками двусторонних контрактов и отсутствием рынка установленной мощности) и ведет к серьезным последствиям:
  
• банкротству и значительному сокращению рыночной активности многих конкурентных производителей и поставщиков;
• попыткам ряда генерирующих компаний выйти из рынка.
      Ввод рынка регулируемых договоров поможет хеджировать одни риски, но привнесет другие. В этом случае следует сохранять достаточное количество выработанной энергии для продажи на спотовом рынке, выполнять договоры, а также фиксировать и индексировать цены в договорах на поставку топлива.
  

      Егор Гринкевич начальник департамента правил и развития рынков НП "АТС"
      Регулируемые договоры как инструмент управления рисками
      Развитие рыночных отношений в электроэнергетике связано с переходом к новой модели рынка электроэнергии, запланированным на 2006 г. и предполагающим наличие нескольких секторов торговли: долгосрочного рынка двусторонних договоров, краткосрочного "на сутки вперед" и балансирующего.
      В целевой модели рынка участники столкнутся со следующими рисками:
  

• ценовые риски, связанные с постепенным изменением рыночной цены;
• риски объема/количества, вызванные неопределенностью размера спроса и производства энергии в течение конкретного периода времени (например, если общее потребление покупателей превосходит контрактные объемы);
• риски встречной стороны в случае, если партнер не сможет выполнить свои обязательства;
• личностные риски, когда функционирование зависит от компетентности конкретного специалиста;
• расчетные риски, когда отдел обработки информации не выполняет и не контролирует договоры, заключенные администрацией.
      Плавный переход к конкурентному рынку и минимизация рисков обеспечивают регулируемые двусторонние договоры, по которым цена договора (пакета) равняется тарифу, объем договоров определяется балансом ФСТ, контрагенты подбираются по территориальному принципу, выстраивается четкая система гарантий платежей на рынке. При этом существуют риски, обусловленные технологией прикрепления по регулируемым договорам, в частности:
  
• невыполнением графика РД в месячном, квартальном и годовом разрезе вследствие некорректного учета ремонтных площадок, широкого коридора значений Рмин и Рмакс, завышенного/заниженного интегрального значения в годовом балансе электроэнергии;
• особенностями прикрепления к контрагентам (к одному/нескольким контрагентам в разные типовые часы, невыполнением регионального принципа прикрепления);
• изменением конфигурации посуточного графика выработки по причине широкого коридора Рмин и Рмакс.
      Ввод РД не застрахует энергокомпании от рисков на конкурентном рынке, однако гарантирует государству отработку механизмов конкурентного ценообразования, формулы цены для долгосрочных контрактов, технологий взаимодействия инфраструктурных организаций и механизмов контроля за неконкурентным поведением участников ОРЭ.
  

      Лев Кощеев научный руководитель ОАО "НИИПТ"
      Автоматическое противоаварийное управление в ЕЭС как инструмент управления рисками в аварийных ситуациях
      Сбои в электроснабжении потребителей по причине аварийных ситуаций, затрагивающие обширные территории с многомиллионным населением, кроме экономических последствий сопровождается опасностью транспортных аварий, пожаров, нарушением технологических процессов в опасных производствах, угрозой здоровью и жизни людей.
      Снижение рисков электроснабжения в аварийных ситуациях достигается повышением уровня надежности энергосистемы при условии покрытия графика нагрузки в нормальных режимах.
      Нормы оценки соответствия требованиям надежности различны. Неполное соответствие этим требованиям приводит к повышению ненадежности электроснабжения (ограничение в нормальных режимах, автоматическое превентивное отключение нагрузки в аварийных ситуациях, автоматическое и диспетчерское отключение нагрузки при развитии аварии) и является платой за ограничение инвестиций в развитие энергосистемы. С другой стороны, безусловное их выполнение не гарантирует предотвращения аварий.
      Снижение рисков от ненадежности электроснабжения в аварийных ситуациях обеспечивается следующим:
  

• наличием необходимого объема и успешной реализацией резервов;
• высокой квалификацией и грамотностью действий диспетчерского персонала на всех уровнях;
• развитой и эффективной действующей системой автоматического противоаварийного управления.
      Важнейшими составляющими системы автоматического противоаварийного управления являются:
  
• противоаварийная автоматика;
• автоматическое регулирование возбуждения генераторов и средств компенсации реактивной мощности;
• автоматическое регулирование частоты и мощности.
      Система противоаварийной автоматики ЕЭС России хорошо развита и включает значительное число управляющих воздействий, которые реализуются на разных этапах развития аварийного процесса. В числе управляющих воздействий противоаварийной автоматики имеются и воздействия, связанные с отключением потребителей, что, в свою очередь, сопряжено с риском снижения электроснабжения определенных потребителей в случае его обеспечения автоматикой.
      В наибольшей степени подвергается критике использование автоматики отключения нагрузки (АОН), действующей превентивно - при возникновении угрозы устойчивости (приближение к предельному значению мощности, угла напряжения и т. п.). При этом могут быть как излишние срабатывания ввиду сложности оценки реальной опасности, так и излишний объем отключения, превышающий необходимый, ввиду неточности в оценке требуемой и реально подключенной под действие автоматики мощности нагрузки.
      Необходимость АОН связана прежде всего со сложностью схемы ЕЭС России, в составе которой много так называемых слабых связей (по отношению к мощности объединяемых частей энергосистемы). В то же время их пропускная способность может составлять несколько ГВт, и нарушение устойчивости параллельной работы по таким связям чревато опасностью развития тяжелой аварии во всем энергообъединении.
      В ряде случаев не удается сохранить устойчивость параллельной работы с помощью воздействия типа отключения генераторов или быстродействующей разгрузки турбин, которые приходится балансировать отключением части потребителей.
      Отказ от АОН, с одной стороны, снижает ущерб потребителей, а с другой - многократно повышает риск развития аварий с тяжелыми последствиями.
      Важнейшим направлением совершенствования системы противоаварийной автоматики является сокращение объема отключения потребителей действием АОН без снижения эффективности этого мероприятия. Для этого осуществляется переход к централизованному управлению средствами воздействия, созданием так называемых централизованных систем противоаварийной автоматики (ЦСПА).
      В ЦСПА в реальном времени нормального режима ведется расчет необходимых в текущем режиме средств воздействия для каждого расчетного аварийного возмущения. Он осуществляется циклически, на основе замеров текущих режимных параметров. Длительность цикла современной ЦСПА составляет порядка 30 с. Управляющие воздействия реализуются по факту возникновения соответствующего аварийного возмущения без запаздывания.
      За счет наиболее полного учета текущих схемно-режимных условий во всем районе управления минимизируются противоаварийные воздействия, прежде всего отключение нагрузки. Как показал многолетний опыт использования ЦСПА, в объединенной энергосистеме Урала объем отключения потребителей действием ЦСПА в несколько раз ниже объема отключения, который имел бы место при действии отдельных устройств АОН.
      В ЕЭС России противоаварийные управление и автоматика остаются важнейшим инструментом управления рисками электроснабжения в аварийных ситуациях. Совершенствование этого инструмента - важнейшая задача обеспечения надежности и снижения уровня рисков.
  

  Василий Зубакин     начальник департамента обеспечения процессов реформирования, член правления РАО "ЕЭС России"     На этапе реформирования электроэнергетики и перехода к новым рыночным отношениям тема риск-менеджмента становится особенно актуальной. Образовавшиеся в процессе реорганизации отрасли энергокомпании столкнулись с рядом рисков, как существовавших ранее и обусловленных особенностями отрасли, так и появляющихся в связи с созданием полноценного рынка электроэнергии. Управление рисками энергокомпаний стало темой данной конференции.     Московская энергоавария, произошедшая в мае 2005 г., а также морозная зима 2006 г. заставили переоценить значимость отдельных групп рисков. Если на прошлой конференции, посвященной риск-менеджменту, речь шла о рыночных рисках генерирующих и сбытовых компаний, то теперь операционные риски и риски внешних событий обсуждались на отдельной секции.     Кроме того, особое внимание уделялось методикам управления рисками. Следующую конференцию мы будем выстраивать исключительно в практической области, и "входным билетом" на участие в ней будет прикладной подход к управлению рисками, а также анализ проблем конкретных компаний и методов их решения.

  Справка     1 марта 2006 г. в Москве прошла Вторая ежегодная конференция "Риск-менеджмент в электроэнергетике: новые возможности развития", в которой приняли участие представители законодательных и исполнительных органов власти, энергетических, сбытовых и финансовых компаний, российских и зарубежных компаний-консультантов.     Организаторами данного мероприятия стали журнал "ЭнергоРынок" при поддержке НП "АТС" и НП "Центр инфраструктурных исследований".     В рамках конференции обсуждались проблемы управления рисками в российской электроэнергетике по основным и обеспечивающим направлениям деятельности, а также вопросы технологического оснащения современного риск-менеджмента. Были рассмотрены системные и специфические риски, присущие отрасли, в том числе возникающие в результате проходящих преобразований. Проведенная конференция позволила ее участникам получить необходимую информацию о существующих проектах по нивелированию той или иной группы рисков.     Спонсорами мероприятия выступили ЗАО "Марш-страховые брокеры" при участии ЗАО НПП "ЭнергопромСервис", ОАО "Сибирская угольная энергетическая компания" и ЗАО "Метростандарт". Главный партнер конференции - компания Accenture.