Журнал "Энергорынок" # 9 за 2007 год

    Для стороннего инвестора, входящего или желающего войти в энергосбытовой бизнес российских регионов, сегодня существуют три загадки: когда, зачем и что именно он покупает. Теоретически, все, что делается любым среднестатистическим инвестором, делается ради получения прибыли. В случае с покупкой энергосбытовых компаний и рассмотрения формулы экономического эффекта от данного процесса, как соотношения их стоимости на аукционе и статистической среднегодовой нормы прибыли, умноженного в свою очередь на потенциальные политические риски и нестабильность нормативно-правовой базы, становится очевидно, что возврат средств, вложенных через операционную деятельность свежеприобретенной сбытовой компании, в ближайшие десять лет практически невозможен. Далее, в соответствии с канонами классического литературного жанра, возникает вполне предсказуемый вопрос: а где же деньги, господа? Ответ на него, казалось бы, тоже очевиден: деньги должны поступить от будущих инвесторов, когда купленные ныне энергосбытовые компании за счет профессионального менеджмента, эффективной постановки бизнес-процессов, умелой диверсификации видов деятельности, стратегических объединений и поглощений резко повысят собственную капитализацию. Если бы не одно "но": единого рецепта, как сделать эту "очевидную" вещь с собственной капитализацией, нет - его еще нужно изобрести путем проб и ошибок, заимствования современного иностранного и собственного исторического опыта, а самое главное, путем выработки и развития интуитивных, уникальных решений, совмещающих профессиональный опыт последнего десятилетия и революционные концепции будущего российской энергетики.

    Происходящее глазами иностранца?
    Зарубежными авторами, работающими в области слияний и поглощений, как правило, уделяется поверхностное внимание вопросу влияния дерегуляции на капитализацию электроэнергетических компаний. Подумать только, всего-навсего определив новый конкурентный порядок взаимоотношений между субъектами электроэнергетики и разделив единую энергетическую систему по видам бизнеса, происходит переоценка рынком стоимости бизнеса. Принцип дерегуляции, по мнению зарубежных портфельных и стратегических инвесторов, есть "принцип работы оберточного цеха при кондитерской фабрике", где новые конкурентные правила, взаимоотношения субъектов электроэнергетики, регуляторов и инфраструктурных организаций являются "оболочкой", в которой старый актив приобретает дополнительную ценность, однако стратегический инвестор, вкладывающий немалые деньги, рискует "вымазаться в шоколаде" в силу непонимания материальной структуры этой "оболочки". Зарубежные портфельные и стратегические инвесторы проявляют большой интерес к рынкам, которые затрагивает процесс дерегуляции, однако в отсутствие информации не решаются принимать поспешных решений в отношении российских энергетических активов за исключением ограниченного числа энергетических холдингов, имеющих активную стратегию в области расширения присутствия на новых дерегулированных рынках. В целях принятия решения в части осуществления инвестиционной деятельности зарубежным инвесторам требуется четкое понимание качества рыночной "оболочки" и объема отчетной информации для ряда инвестиционных компаний. Анализ финансово-хозяйственной деятельности и все существующие методики оценки энергосбытового бизнеса, основанные на методе дисконтирования денежных потоков, позволяют лишь одномоментно оценить состояние компании. Более значимую информацию о потенциальных перспективах повышения капитализации бизнеса в сфере электроэнергетики дает понимание модели и специфики взаимоотношений субъектов рынка. Оценка существующих моделей розничного и оптового рынков энергии, правил трансляции цен оптового рынка на розничный и многие другие аспекты позволяют определить потенциальную планку роста капитализаций компаний на российском рынке. Роль зарубежного стратегического инвестора в области инвестиций и организации энергосбытового бизнеса, по мнению эксперта Дж. Персиваля, участвовавшего в третьей конференции "Риск-менеджмент в энергетике", представляется больше в виде "стороннего наблюдателя, не осознающего величины рисков, связанных с взаимоотношениями с региональными регуляторами, структурой полезного отпуска (наличием высокой доли крупных потребителей и оптовых перепродавцов) и массой других факторов; контролирующего финансово-хозяйственную деятельность, но чувствующего свою неуклюжесть в рамках иной модели рынка с полным отсутствием понимания, что же есть "целевая" модель". Судя по всему, действующая модель действительно существенно отличается от западных, а следовательно способна вызвать интерес в глазах портфельных инвесторов и инвестиционных фондов трижды в отличие от двух финансовых "волн" в сторону электроэнергетических компаний в период дерегуляции за рубежом. Финансовые "волны" - периоды повышенного интереса инвестора к активам электроэнергетической отрасли. Первая из них - период продажи компании частному инвестору - период определения собственника (характерно для западных и российского рынков); вторая - это период отмены государственного тарифообразования - цены на розничном рынке регулируются конкурирующими энергосбытовыми компаниями (характерно для западных рынков, в России же в силу модели розничного рынка на данном этапе невозможно, так как отсутствует конкуренция на розничном рынке в зоне деятельности одного гарантирующего поставщика); третья "волна" - формирование целевой структуры рынка и нормативно-правового поля, позволяющего увеличить синергию между энергосбытовым бизнесом и генерацией (характерно для российского рынка в понимании иностранного инвестора). Позиционирование и конструирование целевой модели с четко описанными правилами отражало желание продать государственные активы по высокой цене игрокам, обладающим существенным инвестиционным потенциалом для развития бизнеса в отношении России. По мнению зарубежных экспертов, продажа активов в переходной модели, не в полной мере отражающей ее целевой характер, только снижает стоимость бизнеса и ограничивает желание портфельных инвесторов инвестировать в рынок. Таким образом, после анализа существующей ситуации на российском рынке в голове многих экспертов повис вопрос: "Для чего делалась реформа электроэнергетики? Для того чтобы привнести конкуренцию на розничный рынок и продать государственные активы за соответствующую цену (с хорошим бонусом за "оболочку"), или для газового монополиста, нуждающегося в известном рыночном механизме трансляции растущих цен на газ на потребителя в структуре себестоимости электроэнергии, обеспечив при этом благоприятную позицию государства, которое не участвует в прямом регулировании цен на оптовом рынке электроэнергии?". Итак, все самое интересное для российского энергетического бизнеса еще впереди, потому что существует большое количество искусственных рисков, обусловленных лишь нормативно-правовой базой, регулирующей взаимоотношения субъектов электроэнергетики в настоящий момент, нормализовав которые рынок в очередной раз может переоценить стоимость энергетических активов.

    Генерация и сбыт?
    Или попробуем найти хоть одну точку соприкосновения?
    Формирование энергетических холдингов, которые объединят разрозненные энергетические активы РАО "ЕЭС России", неизбежно. Но становление холдингов, куда войдут энергосбытовые компании и генерирующие в условиях существующей нормативно-правовой базы, не дает стратегического приоритета такого рода компании, которая бы получила дополнительный бонус от рынка к совокупности капитализаций разрозненных активов на зарубежных рынках. Увеличение синергии между генерацией и сбытом и правильное позиционирование данных процессов позволят существенно повысить стоимость новых холдинговых структур, спешащих на смену ОАО "РАО "ЕЭС России"".
    В настоящий момент в связи с тем, что модель трансляции цен оптового рынка не предполагает включения двусторонних договоров, заключаемых на оптовом рынке в цену потребителей розничного рынка энергии, а существующие финансовые свободные двусторонние договоры являются лишь спекулятивным инструментом, результат которого выражен прибылью или убытком по обратным сделкам с ЗАО "ЦФР" и контрагентом по договору, говорить о взаимодополняемости бизнесов не приходится, соответственно, на рыночный бонус от формирования целевой структуры холдинга в понимании зарубежного инвестора, но в условиях российских реалий, рассчитывать нельзя. Смыслом заключения двусторонних договоров на оптовом рынке энергии может являться лишь перераспределение денежных средств в рамках холдинга при условии предварительного анализа эффективности альтернативных путей перераспределения денежных средств в рамках группы компаний. С точки зрения оперативности перераспределения денежных средств, использование конструкции "рамочного" двустороннего договора является самым эффективным средством, так как учитывая тот факт, что договор является финансовым и объем купли/продажи по нему не ограничен, а графики платежей компании способны определить по договоренности сторон объем денежных средств, переведенный в течение нескольких дней, может достигать значительных размеров. Заключение свободных договоров на рынке мощности между генерацией и сбытом, а точнее, заключение СДД на мощность с дорогими станциями в рамках зоны свободного перетока мощности в условиях формирования более низкой средней цены на рынке СДД и конкурентном отборе мощности, нежели средняя цена покупки мощности энергосбытовой компанией, приведет к отсутствию возможности сбытовой компании компенсировать на розничном рынке затраты, понесенные на оптовом в части покупки мощности, с учетом правил трансляции на потребителей розничного рынка энергии. Таким образом, объективной картиной происходящего являются дополнительные риски энергосбытовых компаний от возможных просчетов при заключении двусторонних договоров на мощность и полное отсутствие синергии между генерацией и сбытом. Причина тому - модельное отсутствие конкуренции на розничном рынке энергии, как это происходит на зарубежных рынках. Ценообразование на российском энергорынке как было основано на принципе "затраты плюс", так и остается, т. е. ценообразование на розничном рынке транслирует правило определения цены на электроэнергию на оптовом рынке энергии (цена на 1 кВт.ч равна не выше топливной составляющей с учетом нормы рентабельности). Следовательно, принципы формирования цен оптового рынка влияют на формирование розничных. На западных рынках ценовая политика и стратегия работы по СДД на ОРЭ в рамках группы компаний определяются по результатам конкурентной борьбы на розничном рынке, а себестоимость вырабатываемой электроэнергии - лишь естественный ограничитель стратегий ценового "демпинга" на розничном рынке энергии. Основным индикатором является перераспределение клиентской базы, что вынуждает изменять цены в трансфертных договорах между дружественными компаниями в целях сохранения планового потока наличности, что, в противном случае, может отразиться на ухудшении показателей отдельной компании в рамках холдинга.
    Следует понимать, что генерация всегда была центром прибыли в рамках энергетического холдинга, однако заключение СДД по цене ниже цены РСВ может позволить энергосбытовой компании, находящейся с генерирующей компанией в рамках одного холдинга, снизить заявленную НВВ на конкурс в отношении территории иного гарантирующего поставщика, что позволит первой осуществить экспансию в другие регионы. Несмотря на это, данный механизм представляет собой, скорее, "вырожденную" ситуацию, потому как подобное перекрестное субсидирование в рамках холдинга в случае невозможности осуществления функций гарантирующего поставщика на новой территории в рамках заявленной величины и жесткая необходимость в субсидировании со стороны генерации приведут к возникновению выпадающих доходов у последней, что негативно скажется в рамках группы компаний в целом.
    Понимая что никакой синергии, потенциально приводящей к росту капитализации группы компаний, между генерацией и сбытом в условиях существующих моделей оптового и розничного рынка недопустимо, объединение энергосбытовых и генерирующих компаний выглядит весьма сомнительно. Искусственным формированием новой "точки синергии" между энергосбытовым и генерирующим бизнесом может стать пересмотр принципов трансляции цен ОРЭ на розничный рынок с учетом включения в предельную нерегулируемую цену электроэнергии части (или полного объема) двусторонних договоров в плане покупки мощности по нерегулируемой цене на ОРЭ. При этом наиболее обоснованной стратегией генерирующих компаний является покупка энергосбытовых компаний в рамках зоны свободного перетока мощности.
    Включение в цену трансляции мощности, входящей в долю средневзвешенной цены СДД в рамках зоны свободного перетока самых дорогих генераторов в портфеле СДД сбытовой компании, приведет к повышению интереса к энергосбытовым активам со стороны генерации и создаст для нее возможность гарантированного покрытия постоянных затрат, учитывающих покрытие инвестиционной составляющей при строительстве новых генерирующих мощностей, что обуславливает более дорогие тарифы на мощность новых станций по сравнению со старыми. Согласитесь, что неправильно, позволяя газовому монополисту транслировать растущие цены на газ на внутреннем рынке в структуре себестоимости электроэнергии, в то же время ограничивать генерирующие компании в возможности без риска продать новую мощность, строительство которой было необходимо единой энергетической системе. Риск непродажи мощности в конкурентном отборе мощности по тарифу, включающему инвестиционные расходы, грозит риском своевременной окупаемости инвестиционных программ, а отсутствие возможности транслировать цену на мощность новой генерации на розничный рынок ставит большой вопрос не только в отношении рисков участия энергосбытовых компаний в аукционе приобретения мощности, но и в отношении успешной реализации инвестиционных проектов.
    Наиболее благоприятным для повышения капитализации энергетических холдингов является установление синергии между энергосбытовыми и генерирующими компаниями путем формирования конкурентного розничного рынка энергии и отмены правил трансляции в части расчета предельных нерегулируемых цен и определения цен на основании конкурентных предложений энергосбытовых компаний, способных осуществлять свою деятельность на "материнской" территории любого из гарантирующих поставщиков (при условии принятия соответствующей нормативной базы).
    Включение данных предложений в нормативные акты окажет большее влияние на повышение привлекательности энергосбытового бизнеса, нежели единовременное увеличение полезного отпуска, или даже отмена конкурсов на статус гарантирующего поставщика. Таким образом, построение новых синергетических моделей взаимодействия энергосбытового бизнеса и генерирующего, при условии решения задачи повышения инвестиционной привлекательности энергетических холдингов в целом и энергосбытовых компаний в частности, в скором времени может стать очередным приоритетом для "модельеров" рынка.

    Занимательные нюансы тарифного регулирования и конкурса на статус гарантирующего поставщика?
    Рассмотрев плоскость взаимоотношений энергосбытовых компаний и генерации, не стоит забывать о взаимоотношении с региональным регулятором, принимающим решения об обоснованности включения затрат в НВВ компании и по итогам конкурса. Предположим, что после реализации оптимизационных механизмов энергосбытовая компания снизила НВВ для исполнения функций ГП на территории, однако большая величина НВВ предшествующего года была вполне конкурентная для того, чтобы выиграть конкурс на статус ГП в новом периоде. Региональный уполномоченный орган, заказав, как принято, за счет объекта, в отношение которого будет приниматься тарифно-балансовое решение, анализ хозяйственной деятельности гарантирующего поставщика, выявляет снижение затрат и фиксирует сокращение НВВ прошлого года до уровня, обоснованного с учетом оптимизационных механизмов. В таком случае включение дополнительных инвестиционных программ с целью выбрать проиндексированный НВВ прошлого года может не увенчаться успехом, так как данные инвестиционные программы, скорее всего, будут "порезаны" региональным регулятором. Возникает вполне обоснованный вопрос: а как же поступать собственнику в данной ситуации, когда единственным стимулом снижения операционных затрат является выигрыш в конкурсе на статус гарантирующего поставщика? Почему снижение операционных расходов всегда расценивается региональным регулятором как повод для снижения НВВ следующего года, а не как сохранение стимула к оптимизации операционных затрат путем сохранения дисконтированного НВВ, что приведет к увеличению показателя чистой прибыли?
    Единственным стимулом к снижению НВВ должно быть конкурентное предложение другого гарантирующего поставщика с меньшей НВВ, а если такового нет, то эффект от мероприятий, позволяющих снизить затраты, должен привести к увеличению чистой прибыли в течение текущего периода регулирования. Непосредственно основы правил проведения конкурса на статус гарантирующего поставщика привносят в энергосбытовой бизнес лишь дополнительные риски, коих и без того хватает. Инвестор, приобретя актив, рискует потерять бизнес в течение двух лет с момента его приобретения. За это время новый собственник лишь осознает, что он купил, формируя представление о своих дальнейших действиях с учетом всех региональных особенностей, накладывающих отпечаток на выбор операционной стратегии компании. Отсутствие нижней планки НВВ и четко прописанной "минимальной точки торга", от которой начинаются торги в конкурсе на статус гарантирующего поставщика, а также примерно очерченных понятий о сохранении качества обслуживания клиентов, на основании которых регулятор выносит свое решение, не позволяют говорить о защищенности инвестиций собственника, решившего заняться энергосбытовым бизнесом. Характерный пример - ситуация с недопущением по формальным причинам к конкурсу на статус гарантирующего поставщика ОАО "Нижегородская энергосбытовая компания", генеральный директор которой, являясь одним из основоположников реформирования розничного рынка энергии и самого понятия "гарантирующий поставщик", всегда утверждал, что сбытовой бизнес может быть защищенным, лишь находясь под "крылом" регионального регулятора или сетевой компании.
    Разработка методики дисконтирования НВВ предшествующего года, согласованной региональным регулятором, может стать индикативным рыночным показателем, что в условиях наличия единого стандарта расчета и публикаций в СМИ до проведения конкурса позволяет сформировать единый рыночный массив данных об обоснованной стоимости осуществления функций гарантирующего поставщика во всех регионах Российской Федерации. Относительно дисконтированной НВВ и следует начинать торги за статус гарантирующего поставщика, причем федеральный регулятор должен определить обоснованную величину снижения НВВ в рамках конкурса на статус гарантирующего поставщика в регионе, что обеспечит отсутствие "рейдерских" атак на сбытовой бизнес и первых разочарований от переоценки конкурентными энергосбытовыми компаниями своих возможностей касательно организации бизнеса "эффективного" гарантирующего поставщика. Обратная ситуация может привести к необходимости проведения досрочного конкурса в связи с невозможностью исполнения новым субъектом розничного рынка энергии своих функций. Обоснованным конструктивным вариантом постепенного снижения стоимости обслуживания допустим следующий механизм: "конкурентная энергосбытовая компания не может заявить величину НВВ ниже дисконтированной величины НВВ прошлого года за минусом процента от дисконтированного НВВ, определенного федеральным регулятором для соответствующего аукциона. В случае если действующий гарантирующий поставщик в рамках аукциона снижает НВВ до максимальной величины одновременно с его конкурентом, то статус сохраняет за собой действующий гарантирующий поставщик".
    Формируя рыночное пространство, нельзя забывать о собственнике, который инвестирует в настоящий момент для получения, и не бог весть какой рентабельности, да еще получает в довесок к новому активу многомерную шараду, называемую "спецификой ведения энергосбытового бизнеса". Создание понятия "минимальной точки торга", безусловно, благоприятным образом скажется на инвестиционной привлекательности энергосбытовых компаний, планомерном снижении стоимости выполнения функций гарантирующего поставщика, без риска проведения внеочередных конкурсов и, как следствие, социально-экономическом климате территории деятельности гарантирующего поставщика в целом.
    Альтернативой механизму использования "минимальной точки торга" может стать механизм "залоговых сумм", заключающийся в том, что для принятия заявки стороннего субъекта на участие в конкурсе на статус гарантирующего поставщика данному субъекту необходимо обеспечить подтверждение финансовой способности организации инфраструктуры для выполнения соответствующих функций, которые должны быть эквивалентны определенному проценту от дисконтированной НВВ (2-3 %), путем перечисления этих средств на определенный счет к моменту проведения конкурса, как гарант серьезных намерений субъекта на аукционе. Такая процедура исключит участие субъектов, целью которых является создание ажиотажа на аукционе для снижения НВВ стратегического конкурента, планомерно изматывая его, уменьшая рентабельность его бизнеса. Процент фактически понесенных затрат устанавливается федеральным регулятором, а размещенные денежные средства - "гарантии", которые не возвращаются к претенденту на статус гарантирующего поставщика, в случае его проигрыша пополняют региональный бюджет субъекта федерации под те или иные инвестиционные программы.
    Налаживание взаимоотношений с местными органами власти и регуляторами должно стать первоочередной задачей, так как с учетом понятных процессов относительно наличия в регионах муниципальных перепродавцов и формирования единых расчетных коммерческих центров инвестор должен разбираться не столько в бизнес-интересах компаний, с кем ему придется столкнуться в регионе, сколько в людях, чьи бизнес-интересы представляют эти компании.

    Что сетям хорошо, то сбыту риск?
    Еще одним модельным риском энергосбытовой деятельности являются взаимоотношения с сетевыми компаниями, оспаривающими оплату покупки потерь в рамках нерегулируемых цен, зачастую не имеющими возможности в полной мере принять на себя функции по учету электроэнергии, требующими передачи клиентской базы независимому субъекту рынка, рассматривающими возможность заключения прямых договоров транспортировки с потребителями. Весь этот, что называется, "джентельментский набор пожеланий", безусловно, ведет к снижению величины оборотных средств энергосбытовых компаний и усложнению процесса в плане осуществления договорной работы с потребителем, требуя внесения изменений в нормативные документы.
    Проект правил коммерческого учета предполагает передачу функций, касающихся согласования типовых почасовых профилей нагрузки потребителей, сетевым компаниям, что, само по себе, выглядит в настоящий момент сомнительным по двум причинам:

• отсутствию технической возможности (отсутствию необходимой базы данных по фактическому почасовому потреблению потребителей или данных по режимным замерам, которые могут являться разумным заменителем типового профиля потребления в отсутствие статистики потребления);
• отсутствию какой-либо заинтересованности при формировании почасового потребления в связи с тем, что оплата транспортировки производится вне дифференциации по часам суток, а отсутствие финансовой ответственности и влияния на финансовый результат деятельности компании при наличии права согласовывать почасовые величины потребления способствует появлению лишь дополнительного очага напряженности между энергосбытовыми компаниями и сетевыми. Почасовой расчет обязательств потребителей с мощностью энергопринимающего оборудования свыше 750 кВА является обоснованным требованием правил розничного рынка энергии, что непременно приведет к остроте данного вопроса, к сожалению, после принятия правил коммерческого учета. Профиль потребителя существенно влияет на его обязательства, а, соответственно, и на результат деятельности энергосбытовой компании в контексте основного бизнес-процесса, не говоря уже о тех потребителях, у которых отсутствует система коммерческого учета, и определение фактически потребленной мощности происходит известным способом. В проблеме качественного и беспристрастного учета и делегирования полномочий по его осуществлению сетевым компаниям заключен большой риск для энергосбытовых компаний, представленный "пропастью" между оптовым и розничным рынками энергии. Обязательства энергосбытовых компаний на оптовом рынке рассчитываются согласно данным систем метрологически аттестованных, точно фиксирующих почасовой факт потребления и мощности, однако на розничном рынке такой четкости сегодня нет и вряд ли появится в ближайшее время, существует риск несоответствия профиля потребления энергосбытовой компании на оптовом рынке энергии профилю потребления на розничном рынке энергии, согласно которому были определены обязательства потребителей за электрическую энергию и мощность, что способствует возникновению "выпадающих" доходов энергосбытовых компаний, а проще говоря, - к недополучению денег с розничного рынка, и может произойти по причине формирования профиля потребления незаинтересованной стороной, не имеющей ни возможности, ни желания реализовывать данную функцию.
      Представим себе простую ситуацию. Металлургический завод согласовывает равномерный профиль потребления с сетевой компанией, которая в конце расчетного месяца заявляет, что в текущем месяце фактический профиль потребления был равнозначным. Неужели следует принять такие данные в расчет? В целях избежания данной ситуации энергосбытовые компании просто вынуждены будут оставить за собой штат контролеров, осуществляющих сбор (контроль) почасового факта потребления для определения факта потребления мощности "внутри часов", которые определит Системный оператор как время максимума. Таким образом, как можно говорить о необходимости исключения из НВВ энергосбытовых компаний затрат на содержание штата контролеров? Модельный риск снижения НВВ относительно затрат, предназначенных на обеспечение учета на розничном рынке, необходимого для корректного приведения почасового объема (кВт), приобретенному на оптовом рынке, к объему, реализованному на розничном, и в конечном итоге, - к объему денежных средств, нужному для покрытия затрат на покупку электроэнергии, несет дополнительные риски для энергосбытового бизнеса.
      Разумными путями минимизации рисков являются:
  
• исключение сетевой компании из перечня субъектов, согласующих типовые профили потребления и почасовые акты учета перетоков на розничном рынке, в отношении потребителей мощностью энергопринимающего оборудования свыше 750 кВА;
• разрешение сетевой компании участвовать в согласовании типовых профилей только в случае покупки потерь по часам;
• включение в правила коммерческого учета на розничном рынке энергии обязательного требования в отношении владельца системы коммерческого учета (сетевой компании, потребителя) организовать удаленный доступ всем субъектам, заинтересованным в получении почасовых данных потребления электроэнергии и мощности (гарантирующему поставщику и сетевой компании);
• вынесение конкурсной заявки НВВ на конкурс действующим гарантирующим поставщиком без НВВ касательно инвестиционной программы развития средств коммерческого учета и затрат на содержание штата контролеров (в случае совмещения данных видов деятельности) путем обеспечения раздельного учета в части данных затрат.
      Данный перечень мероприятий позволит упорядочить взаимоотношения энергосбытовых и сетевых компаний, снизить риски энергосбытового бизнеса, что, без сомнения, благоприятно отразится на стоимости бизнеса в глазах стратегического и портфельного инвесторов.
      Безусловно, описанная в этой статье проблематика оценки энергосбытового бизнеса и его перспектив в современной России далека от всеобъемлющего исследования и охватывает только некоторый спектр остро стоящих вопросов. Авторам будет интересно узнать мнения читателей в ракурсе затронутых тем как на страницах журнала, так и в личной переписке.