АНАЛИЗ ПРОБЛЕМ ФОРМИРОВАНИЯ И ВНЕДРЕНИЯ ДИФФЕРЕНЦИРОВАННЫХ ТАРИФОВ НА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЮ

Экономические взаимоотношения между электроэнергетическими системами, производителями электроэнергии и потребителями - отраслями хозяйственной системы страны, регулируются тарифами на электрическую энергию. От совершенства этих связей по существу зависит энергетическая и экономическая безопасность государства. Применяемые сегодня в России тарифы относительно просты благодаря существенным субсидиям в прошлом. Для того чтобы сделать их рыночно ориентированными, необходим глубокий анализ тарифных систем, наиболее распространённых в странах Западной Европы и в Америке, где эта проблема решается уже несколько десятков лет.

Приведённый в [1] пример учёта воздействия тарифа, дифференцированного по часам суток, на режим электропотребления промышленных предприятий наглядно показывает, что потребителю чрезвычайно выгодно снижать нагрузку в часы, когда тариф в энергосистеме максимальный (рис. 1).

Рис. 1. Суточное электропотребление (1) и тариф,
дифференцированный по времени суток (2),
для электрометаллургического завода в Германии

Дифференцирование тарифов на электроэнергию решает принципиально важные в рыночных условиях задачи:

• установление связи между её стоимостью и фактическими затратами на производство и распределение;
• ограничение монополии производителей и субъектов, предоставляющих услуги по передаче электроэнергии;
• повышение надежности электроснабжения; привлечение потребителей для управления собственной нагрузкой и графиком нагрузки энергосистемы;
• обеспечение социальной защищенности населения;
• стимулирование энергосбережения и др.

В промышленно развитых странах используются три основные концепции формирования тарифных ставок.

1. Тариф рассчитывается исходя из полного дохода, достаточного для покрытия издержек в течение периода эксплуатации энергоисточника и образования определённой прибыли. Эта концепция близка к существовавшей в СССР концепции приведённых затрат.
2. На основе расчёта краткосрочных предельных (маржинальных) издержек устанавливаются временные переменные тарифы (суточные, сезонные), отражающие колебания в графике нагрузки и связанные с этим затраты энергокомпаний на маневрирование мощностью. Это позволяет балансировать спрос и предложение на рынке электроэнергии.
3. Цена на электроэнергию устанавливается на основе долгосрочных предельных затрат, учитывающих затраты на сооружение и ввод в эксплуатацию новых электрогенерирующих мощностей.

В США ещё в 1978 г. были установлены единые для всех компаний виды тарифов на электроэнергию:

• суточные тарифы;
• сезонные тарифы;
• тарифы по категориям потребителей (промышленный, сельскохозяйственный, бытовой и т. д.);
• тарифы по надёжности электроснабжения потребителей, согласных на перерывы в электроснабжении или значительное снижение объёма электропотребления в периоды максимальных нагрузок;
• социально ориентированные тарифы.

Коммерческие и промышленные потребители охвачены дифференцированными по времени суток тарифами более чем на 50 %. В пиковые периоды снижение нагрузки достигает 9 %.

Различие в сезонных тарифах для бытовых потребителей колеблется от 20 до 200 %.

В Японии для промышленных потребителей тарифы дифференцированы по классам напряжения и времени суток.

Существенной особенностью электроэнергетического хозяйства ФРГ является переход от суточного к 100-часовому учёту электропотребления, что, по мнению разработчиков, существенно стабилизирует его средние оценки и повышает коэффициент использования мощности. В зависимости от объёма электропотребления, величины потребляемой мощности и числа часов использования максимума нагрузки различия в тарифах разных энергоснабжающих компаний достигают двух и более раз.

Во Франции дифференциация тарифов традиционно состоит из "голубого тарифа" для потребителей с присоединённой мощностью до 36 кВ*А, "желтого" - для потребителей мощностью от 36 до 250 кВ*А, и "зелёного" - для потребителей с нагрузкой, превышающей 250 кВ*А. Контрактно фиксируется осеннезимний период максимума и суточные зоны. В зависимости от вида используемого тарифа ставки в сезонной пиковой зоне для "голубого" примерно в 9 раз выше, чем в остальное время, в суточной - в 1,7 раза, а для "зелёного" в 4 и 1,4 - 1,8 раза соответственно.

Соотношение между ставками пиковой и ночной электроэнергии в Великобритании [2] составляет 5 : 1, а между тарифами разных рабочих дней недели - 3,5 : 1. За счёт управления электропотреблением и введения различной дифференциации тарифных ставок произошло снижение цен для бытовых потребителей с 8,9 пенсов в 1992 г. до 8,25 в 1996 г., что составило около 7%, а для промышленных потребителей (малых, средних, крупных и очень крупных) это снижение составило от 1,7 до 2,3%. При этом число бытовых потребителей, отключённых за неуплату сократилось, на 99%.

В Бразилии выполнены специальные расчёты для определения стоимости передачи электроэнергии по электрическим сетям разного напряжения в зависимости от времени суток (см. таблицу).

Эффективность применения современных тарифных систем можно показать на примере нелинейной зависимости ежедневной экономии эксплуатационных расходов от величины снижения нагрузки в одной из энергосистем США [2], представленной на рис. 2.

Рис. 2. Зависимость экономии
эксплуатационных расходов (Э, у.е.)
от величины снижения нагрузки (Р, МВт)

Однако, несмотря на широкое распространение в Западных энергокомпаниях методологии разделения затрат для дифференциации тарифов и соответствующих компьютерных программ, информация по ним не раскрывается. Поэтому требуется проведение исследований, разработка и апробация соответствующих методологических подходов в условиях энергетики России.

Подготовка к разработке и внедрению различных тарифных систем для потребителей электроэнергии в регионе и в энергосистеме ведется с начала 90-х гг. Исходными положениями послужили результаты исследований по эффективному управлению электропотреблением [3], проведенных сотрудниками Нижегородского государственного технического университета и центра энергосбережения. На их основе было установлено, что потребитель готов изменять конфигурацию собственного графика нагрузки в желаемом для энергоснабжающей организации направлении лишь в том случае, если ему будет это экономически выгодно. Поэтому первоначально были выявлены основные слагаемые эффекта от выравнивания графика нагрузки, которыми являются:

• выравнивание графика дефицита и графика закупок электроэнергии;
• уменьшение объемов внешних закупок электроэнергии;
• экономия первичного топлива и снижение его удельных расходов на электростанциях региональной энергосистемы;
• снижение мощности электрических станций, участвующих в покрытии пика нагрузки;
• уменьшение регулировочного диапазона генерирующих мощностей;
• увеличение межремонтного периода агрегатов;
• снижение максимальных нагрузок в распределительных сетях и уменьшение потерь электроэнергии;
• стимулирование работы потребителей по энергосбережению и изменению режимов своей работы в интересах региона и АО-энерго.

Переход к рыночным отношениям в отрасли способствовал постановке проблем, определяющих региональную тарифную политику. Первоочередными стали задачи разработки дифференцированных по времени суток тарифов для промышленных потребителей (ПП) и разработки социально защищенных и энергосберегающих тарифов для населения.

Дифференцирование среднего тарифа по зонам суточного графика энергосистемы проводилось с целью получения экономического эффекта как у производителя, так и у потребителей. При этом учитывалось, что при выравнивании графика производства электроэнергии на ТЭС и снижении доли закупок ее на федеральном оптовом рынке электроэнергии и мощности (ФОРЭМ) РАО ЕЭС соблюдаются условия равенства суммы плат потребителей по исходному тарифу и дифференцированным ставкам на момент их введения, а также снижается плата за электроэнергию для потребителей при уменьшении или переносе ими максимума нагрузки из зоны графика нагрузки с повышенными тарифными ставками.

Анализ реальных графиков генерации, дефицита и потребления позволил выделить две зоны, в отличие от принятого трехзонного распределения. Это объясняется в основном режимом работы большинства промышленных предприятий в современных условиях. Расчёт проводился для трёх базовых вариантов, отличающихся условиями распределения затрат [3].

При наиболее реальном на момент проводившихся расчетов внутрисистемном соотношении ставок дневного (Тд) и ночного (Тн) тарифа Тд / Тн = 2,55 и соотношении тех же ставок на ФОРЭМ 1,38 результирующее соотношение тарифов для потребителей энергосистемы получилось 3,27. Расчет внутрисистемного соотношения тарифных ставок для трехзонной дифференциации дал следующие соотношения ночной, полупиковой и пиковых ставок зон суточного графика: 1,0 : 1,9 : 3,5. Дополнительный учет зонной дифференциации тарифа на покупную электроэнергию увеличивает пиковую и полупиковую ставки примерно на 10 %.

Постановлением Федеральной энергетической комиссии (ФЭК) с 01.10. 97 г. введены трехзонные тарифы на ФОРЭМ с соотношениями ночной, полупиковой и пиковых ставок зон суточного графика: 1,0 : 2,3 : 5,45. Если придерживаться ранее полученных результатов, то примерное соотношение тарифов будет выглядеть как 1,0 : 2,5 : 6,0. Для сравнения отметим, что введение зонных тарифов на Украине сопровождалось расчетными выражениями для соотношений ночного и пикового тарифа, достигавшими 10-кратной величины.

Перевод ПП на расчеты по дифференцированному тарифу на первом этапе предполагается на добровольной основе. Ещё по состоянию на 1997 г. у ОП "Энергосбыт" имелась договоренность с 14 энергоемкими ПП различных отраслей о переходе на расчет по тарифам, дифференцированным по времени суток. Общая мощность группы более 300 МВт, что составляет около 10 % от зимнего максимума нагрузки региональной энергосистемы. Естественно, что для перехода на новую систему расчетов крупные ПП должны иметь сертифицированные автоматизированные системы учета электроэнергии, а потребители средней и малой мощности должны быть оснащены многотарифными счетчиками с таймерами.

В сложившихся условиях целесообразны две стратегии введения дифференцированных по зонам суток тарифов [4].

1. Переход на новую систему тарифов выполняется по условию сохранения суммарной платы за электроэнергию отдельного ПП в момент перехода. При этом для всех ПП либо устанавливается единое соотношение тарифов, по которому рассчитываются индивидуальные тарифы, либо устанавливается единая минимальная ставка ночного тарифа. Сумма платы за электроэнергию для других предприятий, продолжающих рассчитываться по среднему тарифу, не изменяется. Такой подход рекомендуется при переводе на дифференцированные тарифы отдельных ПП. Имеет место стимулирование к изменению режима электропотребления конкретного ПП, но оплата остальных по-прежнему не зависит от изменяющейся во времени реальной себестоимости генерируемой и приобретаемой на ФОРЭМ электроэнергии.
2. Для предприятий, переходящих на новую систему оплаты, устанавливается единый тариф ночной зоны на уровне топливной составляющей себестоимости электроэнергии АО-энерго. Вводятся единые (или индивидуальные, в зависимости от конкретной ситуации) коэффициенты увеличения тарифных ставок для остальных зон. При этом сумма оплаты за электроэнергию данного предприятия уменьшается уже в момент перехода на новый тариф. Сокращение финансовых поступлений в АО-энерго компенсируется за счет постепенного смещения усредненного тарифа для остальных потребителей в сторону наиболее дорогой энергии в часы утреннего и вечернего максимума энергосистемы. Данный подход в большей мере соответствует реальной ситуации и предпочтителен при широкомасштабном внедрении дифференцированного по времени суток тарифа.

Результаты расчётов индивидуальных тарифов по 14 ПП показали, что при единой ставке ночного тарифа Тн = 0,132 руб/кВт*ч и среднегодовом фактическом тарифе 0,289 руб/кВт*ч среднее значение тарифных ставок на напряжении присоединения ПП к сетям АО-энерго 35 кВ и выше (вн) в зонах пика T^вн_п и полупика T^вн_пп:

T^вн_п = 0,512 руб/кВт*ч, T^вн_пп = 0,310 руб/кВт*ч.
На напряжении 6 - 10 кВ (сн)
T^вн_п = 0,700 руб/кВт*ч, T^вн_пп = 0,408 руб/кВт*ч.

Соотношения тарифных ставок по зонам суточного графика для этой группы ПП лежат в интервале:

К1 = Тп / Тн = 3,4 - 5,8; К2 = Тпп / Тн = 2 - 3,4;
при едином соотношении К3 = Тп / Тпп = 1,7.

Оценка ожидаемого увеличения среднего тарифа для ПП, не переходящих на дифференцированные тарифы на первом этапе, за исключением рассмотренных, может достигать 3 % от существующего.

Следует отметить, что дифференцированные тарифы используются в настоящее время в Мосэнерго, Башкирэнерго, Пермьэнерго, Тверьэнерго, Калугаэнерго, Свердловскэнерго, Тюменьэнерго. Особо отметим, что результаты проведенных расчётов позволили не только установить соотношения тарифных ставок, но и выявить целый ряд дополнительно возникающих возможностей потребителей, связанных с использованием дифференцированных тарифных ставок.

Для этого требуется:

• определение ключевых характеристик электропотребления всех потребителей энергосистемы;
• выбор логически обоснованной классификации потребителей по группам в зависимости от объёмов электропотребления, напряжения, особенностей технологического процесса;
• выявление возможностей управления режимами электропотребления;
• определение ситуаций, когда требуются изменения режимов электропотребления;
• оценка затрат и результатов введения дифференцированных тарифов и управления электропотреблением;
• учёт требований потребителей к режимам электроснабжения.

Получаемая на основании выдвинутых требований информация позволит при заключении контрактов на покупку и продажу электроэнергии произвести построение коммерческих характеристик с целью определения оптимальных тарифов. Для этого все предложения на покупку и продажу электроэнергии на расчётный период должны просуммироваться, и в точке пересечения кривых - предложений на продажу и покупку - определяется балансовая цена (рис. 3).

Рис. 3. Теоретическая коммерческая характеристика для энергосистемы

Отсутствие отечественного опыта в использовании дифференцированных зонных тарифов обусловливает особо тщательный подход к мероприятиям по их внедрению. Необходимы:

• разработка механизма их внедрения на основе региональной экономической и юридической баз, оперативно отслеживающих экономические и социальные последствия изменения тарифной политики;
• оценка условий оперативной и периодической корректировки вновь введенных тарифов;
• оценка степени воздействия изменения тарифных ставок на электропотребление по дням недели и сезонам года;
• выявление предельных значений возможного и реального изменения электропотребления по предприятиям разных отраслей промышленности;
• разработка методики дифференциации тарифа по надежности электроснабжения и уровням напряжения;
• исследование возможностей применения системы тарифных кредитов.

Решение этих задач невозможно без совершенствования существующих и использования новых систем учета и контроля режимов электроснабжения потребителей, маркетинговых исследований рынка производства, распределения и потребления электроэнергии, анализа условий и возможностей привлечения инвесторов.

Другое направление связано с тарифами на электроэнергию для населения. Доля потребления электроэнергии для бытовых нужд населения России постоянно растет, и за 1996-1998 гг. составила 9,2, 11,1 и 12,3 % соответственно от общего электропотребления по энергосистеме при темпах роста от 8 до 15 % в год. В связи с известными перекосами в экономике переходного периода, ценообразовании, изменении социальных условий и фиктивной "заботе" о малообеспеченном населении тарифы на электроэнергию для населения стали значительно ниже, чем в промышленности. Если сравнивать эти соотношения Тн / Тп (тариф населения и тариф промышленности) в странах Запада и Америки, то такое положение характерно ещё только для Чехии и Индии:

Швеция	2,0-3,3	Финляндия	1,7-1,8
Дания	3,0-3,2	Германия	1,75
Франция	2,6	Норвегия	1,73
Бельгия	2,3	Польша	1,5-1,7
Великобритания	2,0-2,2	Венгрия	1,2-1,6
Испания	2,15	Швейцария	1,3
США	1,2-2,0	Турция	1,0
Нидерланды	2,0	Индия	0,8
Греция	2,0	Чехия	0,7
Португалия	1,85	Россия	0,5

Льготные тарифы на электроэнергию для населения ложатся дополнительной нагрузкой на промышленность, что усугубляет проблему неплатежей и банкротств.

Переход к рыночным отношениям в энергетике и современные социально-экономические условия жизни, учёт платёжеспособности спроса определяют необходимость разработки новых, более эффективных моделей тарифных систем для бытовых потребителей, учитывающих множество факторов (условия проживания, наличие льгот, уровень доходов и т. д.).

С декабря 1996 г. ФЭК рекомендованы дифференцированные по объемам электропотребления тарифы для населения. В результате разработки и внедрения методики оценки энергосберегающих, социально направленных тарифов для населения предложены тарифные группы с более мягкой, чем в рекомендациях ФЭК, дифференциацией ставок, что обеспечивает

• социальную защиту малоимущих слоев населения;
• сохранение существующих средств учёта;
• стимулирование экономии электроэнергии бытовыми потребителями;
• простоту производимых населением расчетов.

При условии, что большее электропотребление соответствует большей социальной защищенности, для абонентов с разным достатком рекомендованы тарифы, предложенные на основании исследований, проведённых в [5]:

• для наибольшей группы населения - основной тариф, принятый РЭК без учёта дифференциации;
• для групп с потреблением меньшим среднего - уменьшенные пропорционально вероятности попадания в соответствующий разряд;
• при электропотреблении большем среднего осуществляется компенсация недоплаты населения более низких групп.

Критерием социальной справедливости является здесь равный относительный размер платы за электроэнергию в совокупном семейном бюджете. При этом цена единицы потребляемого абонентами 1 кВт·ч электроэнергии становится разной, что на этапе перехода к рынку при резком социально-экономическом расслоении общества вполне допустимо.

Основное преимущество такого подхода заключается в том, что он позволяет установить единое для абонентов всех групп населения соотношение затрат на электроэнергию и совокупного семейного дохода, что и составит социальную защиту всех слоёв населения.

Однако введение этой тарифной системы в 1997 - 1999 гг. привело к некоторому уменьшению денежных поступлений от населения, что вызвало резко отрицательную реакцию руководства и финансово-экономических служб АО-энерго. Проведенный анализ показал, что в основном это связано не с недостатками предложенной тарифной системы, а с тем, что система контроля за режимами электропотребления и оплаты счетов отдельными абонентами за использованную электроэнергию осталась прежней.

В рамках этого направления работ проведен анализ фактического электропотребления и оплаты электроэнергии бытовыми потребителями с момента перехода на ступенчатые, зависящие от объема электропотребления тарифы. Основой исследований послужила информация ОП "Энергосбыт" об оплаченном в 1998 г. электропотреблении городского населения и сокращении поступлений денежных средств по сравнению с использовавшейся ранее одноставочной тарифной системой.

Однако анализ выборочной информации по объемам месячного электропотребления и платежам разных категорий населения с использованием базы данных ОП "Энергосбыт" по лицевым счетам бытовых абонентов показал, что несмотря на большое количество полей в структуре этой базы, практически невозможно получить точную и объективную информацию о фактическом электропотреблении и правильности платежей конкретных абонентов и отдельных категорий населения в течение расчетного периода. При этом необходима разработка и применение специальных методов усреднения расчетных величин для построения гистограмм распределения объемов месячного электропотребления разных категорий населения. Установлено, что наилучшее приближение дают логарифмически нормальное и гамма-распределение. Оценка числовых характеристик и квантилей этих распределений может быть использована в качестве объективной информации при расчетах тарифных ставок, дифференцированных по объемам электропотребления.

Необходимо отметить, что на момент утверждения системы ступенчатых тарифов волевым решением РЭК были искажены предлагавшиеся в [6] границы ступеней изменения тарифных ставок и сами ставки. В результате нарушился основной принцип баланса оплат, и только по этой причине оплата основной группы населения (с установленными у них газовыми плитами - 95 % общего электропотребления, не имеющие льгот - 65 % общего электропотребления) сократилась примерно на 10 %.

Установлено также, что дискретный характер тарифных ставок провоцирует потребителя на искажение записей показаний счетчиков вблизи границ смежных ступеней тарифа, что может экономить ему до 50 % месячной платы. Потери энергосистемы при этом очевидны. Средний фактический тариф составил 12,3 коп./кВт*ч при ожидаемом более 15 коп./кВт*ч.

В этой связи рассмотрим возможные пути исключения потерь АО-энерго от недоплат населения.

1. Возвращение к единому тарифу является шагом назад, поскольку он характеризуется отсутствием социальной направленности, не учитывает очевидной связи между уровнем электропотребления абонента и уровнем его доходов, не способствует эффективному энергосбережению. Наличие большого числа льгот требует априорного увеличения ставки единого тарифа.

Введение с апреля 1999 г. двухступенчатого тарифа с чрезвычайно высокой границей объёма электропотребления (300 кВт*ч) по сути имеет все отмеченные недостатки единого тарифа. Кроме того, более чем в два раза возрастает тариф у абонентов с малым электропотреблением и существенно снижается у тех, кто имеет более комфортные условия проживания и, следовательно, более высокие доходы. Тезис о том, что единица одинакового товара (1 кВт*ч электроэнергии) для всех должна иметь единую цену, является в условиях резкого социального разделения общества и перехода к рыночным отношениям несостоятельным. В одном случае этот товар необходим для создания минимально необходимых условий жизнеобеспечения, а в другом он используется для достижения высокого уровня комфорта (применение мощных электрообогревательных приборов, морозильников, автоматических стиральных машин и т. п.), а в отдельных случаях - получения дополнительной прибыли (электрооборудование гаражей, мелкое станочное оборудование и т. п.).

2. Корректировка ступенчатого тарифа может быть произведена путём оптимизации числа и ширины ступеней. При таком подходе тарифная система становится более гибкой и адресной (сохраняется минимальная тарифная ставка и увеличивается максимальная), но возрастает сложность расчетов и контроля их правильности.

Возможен переход к непрерывной шкале оплаты [7]. Тариф представляется в виде набора двухадресных таблиц для различных категорий пользователей. По разности показаний счетчика за расчетный интервал (месяц) находится строка с числом десятков и столбец с числом единиц киловатт-часов. На пересечении их находится сумма месячной оплаты. При этом для абонента нет смысла уменьшать фактическое электропотребление, поскольку "экономия" здесь минимальна. Подобные таблицы могут быть разработаны для любых категорий населения:

• городского или сельского с газовыми плитами, без льгот;
• то же, с льготами;
• городского или сельского с электроплитами, без льгот;
• то же, с льготами и т. п.

Проблема оплаты одним абонентом электроэнергии по нескольким квитанциям на месячном интервале по минимальной тарифной ставке решается путём введения организационных мероприятий и совершенствования программного обеспечения, что уже и сделано в городском отделении энергосбыта.

3. Переход к дифференцированному тарифу, когда начисление платы за электроэнергию подобно начислению налогов - первая часть оплачивается по минимальной ставке, остальная энергия - по более высокой, требует серьезной правовой проработки, определения и утверждения социально-обоснованных норм электропотребления. В перспективе возможно использование дифференцированных тарифов как средства снижения негативного влияния льгот на общие показатели энергосистемы. В данном случае также целесообразно использование табличного способа задания тарифа.

В целях уточнения реальных месячных показателей электропотребления бытовыми абонентами, проживающими в разных условиях (тип дома, этаж, количество комнат и постоянно проживающих в них, общая площадь, тип плиты для приготовления пищи и др.) была разработана анкета и проведен проверочный опрос относительно небольшой (около 100 человек) группы респондентов. Результаты его показали достаточно высокую степень корреляционной зависимости электропотребления от площади жилья - 0,194; от количества проживающих - 0,247. Получена оценка среднего электропотребления на одного проживающего - 36,8 кВт·ч / мес, что даже несколько ниже принятого в настоящее время социального норматива.

В соответствии с постановлениями Правительства РФ, ФЭК РФ и полученными результатами считаем необходимым проведение работ, предполагающих:

• постепенное доведение уровня тарифов на электроэнергию для населения до фактической стоимости ее производства, передачи и распределения;
• совершенствование системы тарифов для населения, с учетом социально-экономических показателей жизни населения;
• обоснование и объективную коррекцию тарифных зон и тарифных ставок;
• разработку методики расчета обоснованного уровня тарифных ставок для населения (включая сельскую местность и малые населенные пункты) с учетом льготных категорий и ликвидации дискретности увеличения платы за электроэнергию;
• разработку системы постоянного мониторинга электропотребления разными категориями населения с включением информации по городам и населению сельской местности;
• разработку системы контроля оплаты счетов за использованную электроэнергию;
• выявление и периодическую коррекцию адресных льгот для различных групп населения;
• разработку обоснованных социальных нормативов минимального электропотребления;
• разработку системы финансирования льгот и компенсаций.

Литература

1. Михайлов В.В. Тарифы и режимы электропотребления. М.: Энергоатомиздат, 1986. 216 с.
2. Семёнов В.А. Оптовые рынки электроэнергии за рубежом. М.: Научно-учебный центр ЭНАС, 1998. 192 с.
3. Папков Б. В. Управление электропотреблением - фактор повышения эффективности энергосистемы. /НГТУ. Нижний Новгород, 1995. 36 с.
4. Коровашкин В. К., Папков Б. В., Татаров Е. И. Дифференцированные тарифы на электроэнергию для промышленных потребителей // XV научно-техническая конференция "Актуальные проблемы электроэнергетики: Тезисы докладов. Нижний Новгород, 1996, с. 40 - 43.
5. Папков Б. В., Татаров Е. И. Проблемы перехода региональной электроэнергетики на дифференцированные тарифы // Вiсник Украiньского Будинку економiчних та науково-технiчних знань. 1998. № 6. С. 108 - 111.
6. Орлов В. С., Папков Б. В., Ершов Е. П., Копалов Л. Н. Анализ электропотребления и тарифов для бытовых потребителей // Промышленная энергетика. 1997. № 6. С. 8 -10.
7. Энергоаудит и нормирование энергоресурсов: Сборник методических материалов/НГТУ, НИЦЭ. Н.Новгород, 1998. 260 с.