Комплексная оценка эффективности функционирования гидроаккумулирующих электростанций на энергетическом рынке тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 08.00.05, кандидат наук Шульгинов, Роман Николаевич

• Шульгинов, Роман Николаевич
• кандидат наук
• 2014

Оглавление диссертации кандидат наук Шульгинов, Роман Николаевич

ОГЛАВЛЕНИЕ

Стр.

Введение

ГЛАВА I. РАЗВИТИЕ ГАЭС В ЭНЕРГЕТИКЕ СЕВЕРОЗАПАДНОГО РЕГИОНА

1.1. Особенности ГАЭС и её функции в энергосистеме

1.2. Основные технико-экономические проблемы развития энергетики Северо-Западного региона

1.3. Актуальность и предпосылки строительства Ленинградской ГАЭС

1.3.1. Краткая информация о проекте

1.3.2. Роль ГАЭС в регулировании перспективного баланса мощности Центральной части ОЭС Северо-Запада

1.3.3. Роль ГАЭС в расширении маневренных возможностей электростанций и в покрытии неравномерного графика нагрузки ОЭС Северо-Запада

Выводы по главе I

ГЛАВА II. МЕТОДЫ СРАВНИТЕЛЬНОЙ ОЦЕНКИ КОНКУРЕНТНЫХ ПРЕИМУЩЕСТВ ГАЭС В

ЭНЕРГОСИСТЕМЕ

2.1. Анализ технико-экономических показателей ГАЭС

2.2. Характеристика режимов работы ГАЭС

2.3. Метод оценки конкурентных преимуществ ГАЭС

2.3.1. Мощностной эффект от строительства ГАЭС

2.3.2. Топливный эффект от строительства ГАЭС

2.4. Метод сравнительной оценки конкурентных преимуществ ГАЭС с альтернативными источниками

энергии

Выводы по главе II

ГЛАВА III. МЕТОДЫ ОЦЕНКИ ЭФФЕКТИВНОСТИ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ГАЭС В ЭНЕРГОСИСТЕМЕ 79 мми

3.1. Методика оценки эффективности использования ГАЭС

3.2. Оценка показателей эффективности функционирования ГАЭС в энергосистеме Северо-Западного региона

3.2.1. Показатели эффективности без учета системных эффектов

3.2.2. Показатели эффективности с учетом системных эффектов

3.3. Анализ чувствительности проекта к неопределенности и рискам

3.4. Влияние инфляции на обоснование целесообразности инвестиций в ГАЭС

3.4.1. Сущность инфляции, взаимосвязь инфляции и инвестиций

3.4.2. Метод оценки эффективности инвестиций в ГАЭС

без учета инфляции

3.4.3. Метод оценки эффективности инвестиций в ГАЭС

с учетом инфляции

3.4.2. Выводы по главе III

ГЛАВА IV. МЕХАНИЗМЫ РЕАЛИЗАЦИИ СИСТЕМНЫХ ЭФФЕКТОВ ПРИ ФУНКЦИОНИРОВАНИИ ГАЭС НА РЫНКЕ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ И МОЩНОСТИ

4.1. Принципы функционирования рынка электроэнергии и мощности

4.1.1. Общие притопы функционирования рынка электроэнергии и мощности в России и за рубежом

4.1.2. Устройство рынка мощности в России

4.1.3. Ценовые параметры и структура рынка мощности

4.2. Принципы и механизмы реализации системных эффектов при функционировании ГАЭС

4.2.1. Распределение единовременного и текущего эффектов от ГАЭС между получателями услуг

4.2.2. Оценка реализации эффекта от функционирования ГАЭС в комплексе с АЭС

4.2.3. Корректировка механизма финансирования ГАЭС

на рынке электроэнергии и мощности

4.3. Методика обоснования платы за мощность для ГАЭС на оптовом рынке электроэнергии и мощности

4.4. Оценка тарифа на обеспечение системной надежности

4.4.1. Перспективы развития рынка системных услуг в

России с учетом ГАЭС

4.4.2. Методика расчета размера тарифа на услуги по

обеспечению системной надежности

Выводы по главе IV

Заключение

Библиографический список

Приложение

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Комплексная оценка эффективности функционирования гидроаккумулирующих электростанций на энергетическом рынке»

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность исследования. В связи с необходимостью рационализации топливно-энергетического комплекса в современной энергетике имеет место тенденция развития АЭС и строительства ТЭС с турбоагрегатами большой единичной мощности, а также укрупнение электростанций, что в свою очередь приводит к ухудшению маневренных свойств энергосистемы.

Несоответствие маневренных возможностей современных энергосистем с преобладанием маломаневренных ТЭС и АЭС требованиям обеспечения суточного графика электропотребления приводит к значительным режимным затруднениям, особенно в осенне-зимний период, когда необходимо выполнение графика тепловой нагрузки. Значительной проблемой становятся условия прохождения минимальной нагрузки. В результате из-за отсутствия собственных пиковых источников в энергосистеме ТЭЦ были вынуждены обеспечивать не только базовый, но и переменный режим электропотребления. Разгрузки по теплу в ряде случаев приходится производить с использованием водогрейных котлов, что в значительной степени ухудшает экономические показатели ТЭЦ и приводит к перерасходу топлива. При этом из-за неоптимальных режимов тепловых электростанций ухудшаются эксплуатационные показатели, снижается надежность энергоснабжения, уменьшается ресурс оборудования.

Поскольку при дефиците маневренных мощностей для прохождения ночных минимумов ТЭС вынуждены разгружаться, резко уменьшается число часов использования установленной мощности ТЭС и снижается эффективность их использования.

Кроме того, еще одна проблема неэффективной работы существующих ТЭЦ связана с несбалансированностью мощности ТЭЦ и потребностью локального рынка электрической и тепловой энергии. Основы этой проблемы были заложены еще в плановой экономике, когда выбор мощности ТЭЦ осуществлялся по завышенным тепловым нагрузкам промышленности и населения. Это привело к частичному использованию мощности ТЭЦ и искажению проектного

режима их работы, причем за последние 20 лет проблема еще больше усугубилась вследствие сокращения промышленной, а в ряде случаев и тепловой нагрузки населения. Следствием этого стало сокращение по сравнению с проектным режимом годового числа часов использования установленной мощности ТЭЦ по наиболее экономичному теплофикационному режиму и снижение доли выработки электроэнергии по теплофикационному циклу с 63 % в 1991 году до 51 % в 2010 году. Фактически ТЭС, составляющие основу электроэнергетики России, работают менее чем наполовину своих технических возможностей.

Практически все ОЭС Европейской части России, особенно ОЭС Центра, Северо-Запада и Северного Кавказа испытывают проблемы не столько с покрытием пиковых зон графиков нагрузок, сколько с прохождением ночных провалов. По данным Системного оператора в ОЭС Центра ночные избытки мощности составляют 2-3 млн. кВт; для ОЭС Северо-Запада - 1,5-2 млн. кВт.

Одним из возможных путей решения проблемы может стать строительства гидроаккумулирующих электрических станций (далее - ГАЭС), обладающих высокими маневренными возможностями. Причем, в отличие от других типов маневренных электростанций (ГЭС, ГТУ), которые могут покрывать только пиковые нагрузки, ГАЭС могут работать в насосном (нагрузочном) режиме в зоне ночного провала суточного графика нагрузки, обеспечивая более благоприятный базисный режим ТЭС и АЭС, а также способствуя снижению межсистемных перетоков мощности.

Основным назначением гидроаккумулирования является повышение надежности, маневренности и экономичности работы энергосистем, что достигается совместным решением задач по прохождению ночного провала суточных графиков нагрузки, покрытию их пиковой части, улучшению режима работы теплового оборудования ТЭС и созданию условий для увеличения мощности базовых электростанций.

Мировой опыт использования ГАЭС в электроэнергетике давно подтвердил их техническую эффективность в обеспечении экономичности и живучести

энергообъединений, в повышении надежности электроснабжения и качества поставляемой электроэнергии. Также, использование ГАЭС в целях регулирования электрических режимов доказало, что они являются не только генерирующим источником, но и источником оказания системных услуг, способствующих как оптимизации суточного графика нагрузок, так и повышению надёжности и качества электроснабжения.

Зарубежный опыт работы энергосистем с преобладанием ТЭС и АЭС показывает, что для их оптимальной работы необходимо иметь ГАЭС суммарной мощностью 10-42 % от мощности всех электростанций, входящих в состав энергосистемы. В России в настоящее время действует только две ГАЭС (Загорская, мощностью 1200 МВт, и Ставропольская ГАЭС, мощностью 20 МВт), их доля составляет 0,5% от установленной мощности всех станций страны, что существенно ниже, чем в развитых странах мира.

В настоящее время в мире действует более 460 гидроэлектростанций, суммарная мощность которых составляет порядка 300 ГВт. Несколько десятков ГАЭС находятся на этапе проектирования и строительства. Однако, гидроаккумулирование не получило широкого развития в России. Это связано с рядом причин, в первую очередь с большими удельными капитальными вложениями в эти источники энергии, отсутствием механизмов стимулирования их развития, изменением принципов финансирования развития электроэнергетики при переходе к конкурентному рынку. Кроме того, ГАЭС потребляют электроэнергию в часы провала графика нагрузки больше, чем вырабатывают в пике. Все это снижает показатели их эффективности, определяемые на основе традиционного подхода с использованием стандартных методов расчета, не учитывающих системные эффекты, возникающие при функционировании ГАЭС, в результате показатели их эффективности, оцениваемые без учета системных эффектов, находятся на границе допустимых значений, отсюда возникает вопрос о приемлемости сооружения ГАЭС в энергосистеме.

Следует также отметить, что при оценке экономической эффективности энергетических объектов важным фактором, оказывающим влияние на их эффективность, является учет инфляции в технико-экономических расчетах, основанный на использовании сопоставимых цен. Этот фактор приобретает особое значение для энергетических объектов, имеющих нормативный срок эксплуатации 30 лет, а в ряде случаев и 50 лет, например, для Г АЭС. Рыночные условия развития электроэнергетики, сформулированные в законе «О электроэнергетике» также в значительной степени влияют на методологию обоснования ГАЭС и должны учитываться при разработке перспектив развития этого типа электростанций.

Таким образом, на современном этапе одной из ключевых задач при обосновании развития гидроаккумулирующих электростанций в условиях функционирования рынка энергии является задача совершенствования методики оценки экономической эффективности ГАЭС, разработка механизмов учета системных эффектов, оказываемых ГАЭС в условиях функционирования рынка энергии. В настоящее время не достаточно изучены вопросы оказания ГАЭС системных услуг другим субъектам хозяйственной деятельности, реализации этих услуг в условиях постоянно меняющегося рынка электроэнергии и мощности, влияние инфляции на оценку экономической эффективности энергетических объектов, имеющих длительный срок эксплуатации

Состояние научной разработанности проблемы. Методические вопросы обоснования эффективности энергетических объектов, в том числе ГАЭС, изучаются в отечественной и зарубежной научной литературе. Среди трудов отечественных исследователей можно выделить работы Б.Л.Бабурина, П.П.Безруких, Л.С.Беляева, В.В.Болотова, М.Ф.Губина, В.В.Елистратова,

A.Н.Зейлигера, А.С.Козлова, Э.М.Косматова, А.А.Макарова, В.А.Непомящего,

B.В.Новожилова, Е.В.Обухова, В.Р.Окорокова, Р.В.Окорокова, А.М.Резняковского, Л.Д.Хабачева, Е.В.Цветкова, Д.С.Щавелева, В.С.Шарыгина и др.

Область исследования. Диссертационное исследование проведено по специальности 08.00.05 «Экономика и управление народным хозяйством», паспорта специальностей ВАК в рамках раздела 1 «Экономика, организация и управление предприятиями, отраслями, комплексами»: пункты 1.1.15. «Теоретические и методологические основы эффективности развития предприятий, отраслей и комплексов народного хозяйства» и 1.1.19. «Методологические и методические подходы к решению проблем в области экономики, организации управления отраслями и предприятиями топливно-энергетического комплекса».

Объект исследования - гидроаккумулирующие электростанции.

Предмет исследования - система технико-экономических, организационных, финансовых, правовых механизмов, обеспечивающих эффективное функционирование ГАЭС на рынке электроэнергии и мощности.

Целью исследования является разработка принципов и методов эффективного функционирования ГАЭС в энергосистеме в условиях рынка электроэнергии и мощности. В рамках поставленной цели необходимо решить следующие задачи:

1) Рассмотреть особенности и преимущества функционирования ГАЭС в энергосистеме в условиях рынка, предложить классификацию системных эффектов, оказываемых ГАЭС на энергетическом рынке, позволяющую формировать оптимальную структуру генерирующих мощностей и увеличить эффективность функционирования ГАЭС. Разработать методику экономической оценки эффектов от функционирования ГАЭС.

2) Разработать методы сравнительной экономической эффективности функционирования ГАЭС в энергосистеме в рыночных условиях, в том числе с учетом альтернативных источников энергии. Провести комплексную и сравнительную оценку экономической эффективности ГАЭС и выявить влияние системных эффектов от функционирования ГАЭС на ее эффективность.

3) Исследовать влияние инфляции на оценку целесообразности инвестиций с учетом комплекса факторов, определяющих результаты и затраты в

Г АЭС. Разработать метод учета инфляции при обосновании экономической эффективности ГАЭС.

4) Разработать принципы и предложить механизмы реализации системных эффектов при функционировании ГАЭС на рынке электроэнергии и мощности для повышения ее конкурентоспособности. Провести оценку реализации эффекта от функционирования ГАЭС в комплексе с АЭС.

5) Разработать методику обоснования платы за мощность для ГАЭС на долгосрочном оптовом рынке электроэнергии и мощности.

Теоретической и методологической основой исследования послужили теоретические основы экономики и управления, обоснования эффективности инвестиционных решений, методы системного анализа, теории функционирования рынка электроэнергии и мощности.

Информационной базой диссертации служили материалы Госкомстата РФ, нормативно-правовые акты в области регулирования рынка электроэнергии, «Энергетической стратегии России до 2030 года», энергетических компаний ОАО «РусГидро», ОАО «Системный оператор», Агентства по прогнозированию балансов в электроэнергетике, материалы Интернета.

Научная новизна исследования состоит в разработке методики оценки конкурентных преимуществ ГАЭС с учетом системных эффектов на рынке электроэнергии и мощности, а также методов и механизмов реализации этих эффектов, позволяющих более обоснованно принимать решения о вложении инвестиций в сооружение и функционирование ГАЭС с учетом фактора инфляции и использования сопоставимых цен.

К числу результатов, обладающих признаками научной новизны и выносимых на защиту, относятся следующие:

1) Рассмотрены особенности и преимущества функционирования ГАЭС в энергосистеме в условиях рынка, предложена классификация системных эффектов, оказываемых ГАЭС на энергетическом рынке, позволяющая формировать оптимальную структуру генерирующих мощностей и увеличить эффек-

тивность функционирования ГАЭС. Разработана методика и проведена экономическая оценка эффектов от функционирования ГАЭС.

2) Разработаны методы сравнительной эффективности функционирования ГАЭС в энергосистеме в рыночных условиях, в том числе с учетом альтернативных источников энергии. Проведена комплексная и сравнительная оценка экономической эффективности ГАЭС и выявлено влияние системных эффектов от функционирования ГАЭС на ее эффективность.

3) Исследовано влияние инфляции на оценку целесообразности инвестиций с учетом комплекса факторов, определяющих результаты и затраты в ГАЭС. Предложен метод учета инфляции при обосновании экономической эффективности ГАЭС, основанный на использовании сопоставимых цен.

4) Разработаны принципы реализации системных эффектов и предложены механизмы их реализации при функционировании ГАЭС на рынке электроэнергии и мощности. Проведена оценка реализации эффекта от функционирования работы ГАЭС в комплексе с АЭС.

5) Разработана методика обоснования платы за мощность для ГАЭС на долгосрочном оптовом рынке электроэнергии и мощности с использованием рыночного механизма - договоров о предоставлении мощности (ДПМ).

Теоретическая и практическая значимость исследования состоит в разработке методов и механизмов эффективного функционирования ГАЭС, повышающих ее конкурентоспособность на энергетическом рынке и позволяющих более обоснованно подойти к оценке целесообразности их сооружения. Материалы диссертации имеют теоретическую и практическую значимость и могут представлять научный интерес для научно-исследовательских, проектных энергетических организаций и энергетических компаний, функционирующих на рынке электроэнергии и мощности. Разработанные материалы могут использоваться в учебном процессе высших учебных заведений по соответствующему профилю.

Апробация результатов исследования. Основные результаты представлены и опубликованы в сборнике XIV Всероссийской научно-методической конференции «Фундаментальные исследования и инновации в национальных исследовательских университетах» (СПб, 2010), в материалах Всероссийской научной конференции «Оценка эффективности инвестиционных проектов в энергетике с учетом их общественной значимости» (СПб, 2010), на 6-м Международном симпозиуме «Электроэнергетика 2011» (Словакия, 2011), на Всероссийской конференции с международным участием «Современные методы обеспечения эффективности и надежности в энергетике» (СПб, 2012).

Публикации. По теме диссертационного исследования опубликовано 10 научных работ общим объемом 2,1 п.л., в том числе 1 доклад на международной конференции и 3 статьи в научных журналах, содержащихся в перечне ВАК.

ГЛАВА I. РАЗВИТИЕ ГАЭС В ЭНЕРГЕТИКЕ СЕВЕРО-ЗАПАДНОГО РЕГИОНА 1.1. Особенности ГАЭС и ее функции в энергосистеме

Гидроаккумулирующая электростанция (ГАЭС) - гидроэлектростанция, используемая для выравнивания суточной неоднородности графика электрической нагрузки. ГАЭС использует в своей работе либо комплекс генераторов и насосов, либо обратимые гидроэлектроагрегаты, которые способны работать как в режиме генераторов, так и в режиме насосов. Во время ночного провала энергопотребления ГАЭС получает из энергосети электроэнергию и расходует её на перекачку воды в верхний бьеф (насосный режим).

Во время утреннего и вечернего пиков энергопотребления ГАЭС сбрасывает воду из верхнего бьефа в нижний, вырабатывает при этом пиковую электроэнергию, которую отдаёт в энергосеть (генераторный режим).

Основным назначением гидроаккумулирования является выравнивание суточного графика нагрузки, повышение маневренности и экономичности работы энергосистем, что достигается совместным решением задач по прохожде-

нию ночного провала суточных графиков нагрузки, покрытию их пиковой части, улучшению режима работы теплового оборудования ТЭС и созданию условий для увеличения мощности базовых электростанций.

Несоответствие маневренных возможностей современных энергосистем с преобладанием маломаневренных ТЭС и АЭС требованиям «отслеживания» суточного графика электропотребления приводит к значительным режимным затруднениям, особенно в осенне-зимний период, когда необходимо выполнение графика тепловой нагрузки. Значительной проблемой становятся условия прохождения часов минимальной нагрузки. Например, в энергообъединении «Мосэнерго» в течение отопительного сезона вынужденно осуществляются сверхнормативные разгрузки как ТЭЦ (на 15-20 % и более), так и для некоторых ГРЭС (на 50 % и более). Разгрузки по теплу в ряде случаев приходится производить с использованием водогрейных котлов, что в значительной степени ухудшает экономические показатели ТЭЦ и приводит к перерасходу топлива. При этом из-за неоптимальных режимов тепловых электростанций ухудшаются эксплуатационные показатели, снижается надежность энергоснабжения, в результате может уменьшиться ресурс оборудования.

Поскольку при дефиците маневренных мощностей для прохождения ночных минимумов ТЭС вынуждены разгружаться, резко уменьшаются их коэффициенты использования установленной мощности (КИУМ). В табл. 1.1 приведены значения КИУМ, рассчитанные по данным Госкомстата России.

Таблица 1.1. Значения коэффициента использования установленной мощности для разных типов электрических станций [96, с.52]

Тип электростанций КИУМ, %

ТЭС 45,3

ГЭС 41,8

АЭС 71,4

В среднем 47,3

Низкая величина числа часов использования установленной мощности ТЭС обусловлена неэффективным их использованием, в частности для ТЭЦ -увеличением доли их выработки по неэкономичному конденсационному режиму.

В настоящее время обе основные функции ГАЭС — заряд (режим потребления) и разряд (режим выработки) — являются крайне востребованными с вариациями в пользу той или иной функции в зависимости от конкретных условий. Например, в период весеннего половодья гидроэлектростанции Волжско-Камского бассейна располагаются в базовой части графика нагрузки. Поэтому актуальность генераторного режима Загорской ГАЭС для ОЭС Центра в это время снижается. Одновременно возрастает напряженность в прохождении ночного минимума нагрузок. Поэтому генерирующая мощность этой ГАЭС используется многократно в полупиковой части графика, чтобы разрядить и подготовить ее для работы в режиме потребления.

Опыт Загорской ГАЭС, а также крупнейших зарубежных ГАЭС свидетельствует, что для современных условий эксплуатации мощных ГАЭС характерны частые и многократные (в течение суток) пуски, остановы и переводы обратимых гидроагрегатов из одного режима в другой.

Третьей важной функцией ГАЭС является их использование для оперативного и аварийного резервирования мощности. При этом ГАЭС суточного аккумулирования при их сравнительно небольшой емкости бассейнов целесообразно использовать в качестве краткосрочного резерва для быстрого набора и снижения нагрузки. Этот вид резерва используется при интенсивном подъеме нагрузки и во время прохождения ее пиков, а также при аварийном выходе из строя отдельных электростанций или энергоблоков. Для быстрого ввода аварийного резерва часть агрегатов ГАЭС должна быть недогружена (если это технологически возможно) или вращаться на холостом ходу , работая в режиме синхронного компенсатора без сброса воды из верхнего бьефа.

По продолжительности цикла аккумулирования ГАЭС подразделяются на ГАЭС суточного, недельного и сезонного регулирования. В ГАЭС суточного регулирования наполнение и сработка бассейна происходят в течение суток. Ориентировочная продолжительность работы ГАЭС в турбинном режиме составляет 4 - 5 ч., в насосном режиме 6 - 8 ч. в сутки [46, с.32]. В некоторых случаях на суточный цикл может накладываться недельный цикл аккумулирования, что требует обычно некоторого увеличения емкости бассейнов. ГАЭС сезонного аккумулирования закачивают воду в аккумулирующие бассейны в сезон малого энергопотребления или при наличии избыточных водных ресурсов (обычно в теплый сезон года).

Технология ГАЭС предусматривает большие потери электроэнергии. ГАЭС возвращает в объединенную энергосистему около 70-75% потребленной электроэнергии, а 25-30% расходуется на ее собственные нужды. Формально ГАЭС является убыточной, поскольку в среднем потребляет больше электроэнергии, чем вырабатывает. Однако в крупных энергосистемах, где большую долю составляют мощности тепловых и атомных электростанций, ГАЭС повышает как эффективность использования других мощностей, так и надежность энергоснабжения. Именно эти обстоятельства и делают строительство в Ленинградской области гидроаккумулирующей электростанции экономически оправданным.

На рис. 1.1 представлен примерный суточный график нагрузки современной мощной энергосистемы с указанием примерного времени включения ГАЭС в разных режимах.

Способность ГАЭС покрывать пики нагрузки и повышать спрос на электроэнергию в ночные часы суток делает их действенным средством для выравнивания режима работы энергосистемы.

Рис. 1.1. Примерный суточный график нагрузки современной

энергосистемы

Примечание: АЭС, ТЭЦ, КЭС, и ПТЭС - атомные, теплофикационные, конденсационные и пиковые тепловые электростанции; ГЭС — гидроэлектростанции; ГАЭС — гидроаккумулирующие электростанции, работающие в режимах: НР - насосном, ТР - турбинном, СК и ВР - синхронного компенсатора и во вращающемся резерве активной или реактивной мощности; N— мощность энергосистемы, % [95, с.26.].

1.2. Основные технико-экономические проблемы развития электроэнергетики Северо-Западного региона

В Северо-Западном Федеральном округе кризисными с точки зрения дефицита мощности электросетевого хозяйства являются Ленинградская область и Республика Карелия, однако и у других регионов округа существуют проблемы с надежностью энергоснабжения, возникающие вследствие износа оборудования. Поскольку проблема дефицита электроэнергии в большинстве случаев решается за счет перетоков из соседних регионов, и все регионы зависимы друг от друга и связаны в единый энергетический комплекс, то вопросы реконструкции и развития генерирующих мощностей в энергетике СЗФО необходимо рассматривать комплексно.

Опережающее развитие субъектов РФ, входящих в Северо-Западный регион, связано с наличием здесь мощного производственного и научно-технического потенциала. На территории этих регионов ожидается расширение многочисленных действующих и строительство новых, в том числе электроемких, промышленных производств (см. табл. 1.2).

Таблица 1.2. Прогноз электропотребления в ОЭС Северо-Запада

Наименование показателя 2010 2015 2020 2025

В млрд. кВтч

Добыча 8Д 9,2 10,0 11Д

Обработка 24,1 26,5 34,6 38,3

Энергетика 9,4 10,2 11,9 13,2

Строительство 0,9 1,2 1,6 1,8

Сельское хозяйство 1,4 1,6 1,8 2,0

Транспорт 5,4 6,2 7,7 8,6

Сфера услуг 20,9 22,9 26,5 29,4

Домашние хозяйства 9,3 9,9 10,5 11,7

Потери 9,9 11,0 11,2 12,4

ИТОГО 89,3 98,9 115,8 128,3

То же, в %

Добыча 9Д 9,4 8,6 8,6

Обработка 27,0 26,8 29,8 29,8

Энергетика 10,5 10,3 10,3 10,3

Строительство 1,1 1,2 1,4 1,4

Сельское хозяйство 1,5 1,7 1,6 1,6

Транспорт 6,0 6,3 6,7 6,7

Сфера услуг 23,4 23,2 22,9 22,9

Домашние хозяйства 10,4 10,0 9,1 9,1

Потери 11,1 11,1 9,6 9,6

ИТОГО 100 100 100 100

Предполагается осуществление крупных инвестиционных проектов по развитию транспортной инфраструктуры. Существенным факторам, способствующим росту электропотребления будет динамичное развитие новых направлений сферы услуг и крупномасштабное жилищное строительство. Развитие экономики России и электропотребление с точки зрения умеренного сценария представлено в табл. 1.3.

Таблица 1.3. Развитие экономики России и электропотребление

(умеренный сценарий)

Наименование показателя Ед.изм. 2010 2015 2020 2025

Население *) млн. чел. 140,7 143,7 143,9 143,3

ВВП млрд. $ 1250 1 535 2 025 2 400

Среднегодовой прирост % -2,6 6,3 6,0 5,7

В % к 2005г. % 112 138 184 211

ВВП на душу населения тыс. $ 8,9 ПД 14,8 15,8

Потребление электроэнергии млрд. кВтч 978 1 125 1277 1418

Среднегодовой прирост % -0,9 3,6 зд 2,9

В % к 2005г % 100 107 123 135

Электроемкость ВВП кВтч/$ 0,79 0,69 0,60 0,57

Душевое электропотребление кВтч/чел 7,0 7,7 8,9 9,3

*) По данным Госкомстата [121]

Помимо роста внутреннего потребления, в Генеральной схеме размещения объектов электроэнергетики до 2020 г. предусмотрено дальнейшее увеличение экспорта электрической энергии в Финляндию в период 2016 - 2020 гг.

[П].

В энергетических системах Европейской части Российской Федерации гидроэлектростанции приобретают все большее значение как источники маневренной мощности, органически сочетаясь с широко внедряемыми атомными электростанциями.

Наличие маневренной мощности и оперативного резерва в энергетических системах определяет качество электроснабжения, т.е. возможность наиболее надежного и экономичного покрытия графиков электропотребления в пределах его пиковой части и в различных аварийных ситуациях.

Однако, наиболее эффективные гидроэнергетические ресурсы в европейской части Российской Федерации в значительной мере исчерпаны, поэтому

особое значение приобретает здесь гидроаккумулирование, не связанное с наличием крупных рек и требующее значительно меньших размеров отчуждений земель, чем речные ГЭС.

Увеличивающиеся масштабы производства обуславливают значительные приросты электропотребления. Удовлетворение этого прироста электропотребления энергетическими мощностями не возможно без концентрации мощностей на электростанциях и отдельных агрегатах.

Концентрация мощностей агрегатов и электростанций обеспечивает более быстрый ввод мощностей в энергосистемах, повышение экономичности электростанций, уменьшение потребности в трудовых ресурсах при строительстве и эксплуатации, снижение металлоемкости.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Шульгинов, Роман Николаевич, 2014 год

Библиографический список

Нормативные правовые акты

1. Федеральный закон РФ от 14 апреля 1995 г. №41-ФЗ «О государственном регулировании тарифов на электрическую и тепловую энергию в Российской Федерации».

2. Федеральный закон РФ от 26 марта 2003 г. № 35-Ф3 «Об электроэнергетике».

3. Федеральный закон РФ от 26 марта 2003 г. № Зб-ФЗ «Об особенностях функционирования электроэнергетики в переходный период и о внесении изменений в некоторые законодательные акты Российской Федерации и признании утратившими силу некоторых законодательных актов Российской Федерации в связи с принятием Федерального закона "Об электроэнергетике"».

4. Постановление Правительства от 11 июля 2001 г. № 526 "О реформировании электроэнергетики Российской Федерации".

5. Классификация основных средств, включаемых в амортизационные группы. Утверждена постановлением Правительства РФ от 1 января 2002 г. №1 (в ред. Постановлений Правительства РФ от 9 июля 2003 г. №415, от 8 августа 2003 г. №476).

6. Классификации основных средств, включаемых в амортизационные группы // Правительство РФ, 08 августа 2003, № 476.

7. Постановление Правительства РФ от 24 октября 2003 г. №643 «О правилах переходного периода рынка электрической энергии (мощности) переходного периода».

8. Постановление Правительства РФ от 26 февраля 2004 г. №109 «О ценообразовании в отношение электрической и тепловой энергии».

9. Постановление Правительства РФ от 31 августа 2006 г. №529 «О совершенствовании порядка функционирования оптового рынка электрической энергии (мощности)».

10. Постановление Правительства РФ от 31 августа 2006 г. №530 «Об утверждении правил функционирования розничных рынков электрической энергии в переходный период реформирования электроэнергетики».

11. Генеральная схема размещения объектов электроэнергетики до 2020 г. -М., 2007. Одобрена распоряжением Правительства РФ от 22 февраля 2008 г. №215-р.

12. Постановление Правительства РФ от 30 июля 2009 г. №626 «О внесении изменений в акты Правительства РФ по вопросам формирования перспективного источника средств на оплату услуг по формированию технологического резерва мощностей по производству электрической энергии».

13. Энергетическая стратегия России на период до 2030 года // Правительство РФ, 13 ноября 2009, № 1715-р.

14. Энергетическая стратегия России на период до 2030 г. Утверждена распоряжением Правительства РФ от 13 ноября 2009 г. №1715-р.

15. Постановление Правительства РФ №89 от 24 февраля 2010 года «О некоторых вопросах организации долгосрочного отбора мощности на конкурентной основе на оптовом рынке электрической энергии (мощности)».

16.Постановление Правительства РФ №238 от 13.04. 2010 года «Об определении ценовых параметров торговли мощностью на оптовом рынке электрической энергии (мощности) переходного периода.

17. Распоряжение Правительства РФ от 18.08.11 №1461-р «Об установлении с 1 июля 2011 г. предельного максимального уровня цены на мощность для проведения конкурентного отбора мощности на 2012 г.».

18. Постановление Правительства РФ от 27.12.2011 №1172 «Об утверждении Правил оптового рынка электрической энергии и мощности и о внесении изменений в некоторые акты Правительства РФ по вопросам организации функционирования оптового рынка электрической энергии и мощности».

19. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации. Утверждены Приказом Минэнерго России №229 от 19 июня 2003 г.

20. Приказ Федеральной службы по тарифам от 6 августа 2004 г. №20-э/2 «Об утверждении методических указаний по расчету регулируемых тарифов и цен на электрическую (тепловую) энергию на розничном (потребительском) рынке.

21. Приказ Федеральной службы по тарифам от 23 октября 2009 г. № 267-э/8 «Об утверждении методических указаний по расчету цен (тарифов) и предельных (минимальны и/или максимальных) уровней цен (тарифов) на услуги по оперативно-диспетческому управлению в электроэнергетике».

22. Приказ Федеральной службы по тарифам от 30 октября 2009 г. № 268-э/1 «Об утверждении формул индексации регулируемых цен (тарифов) на электрическую энергию (мощность), применяемых в договорах купли-продажи электрической энергии (мощности), порядка их применения, а также порядка установления плановых и фактических показателей, используемых в указанных формулах».

23. Приказ ОАО «РусГидро» от 25.01.2010 г. № 33 « Об утверждении Единых сценарных условий ОАО РусГидро» на 2010-2035 гг.

24. Постановление Правительства РФ от 3 марта 2010 г. №117 «Правила отбора субъектов электроэнергетики и потребителей электроэнергии, оказывающих услуги по обеспечению системной надежности, и оказания таких услуг».

25. Приказ Федеральной службы по тарифам от 17 февраля 2010 г. № 23-э/1 «Об утверждении порядка расчета регулируемых уровней цен (тарифов) на электрическую энергию, реализуемую поставщиками оптового рынка электрической энергии (мощности), применяемых при введении государственного регулирования цен (тарифов) в ценовой зоне (ценовых зонах) оптового рынка электрической энергии (мощности)».

26. Приказ Министерства экономического развития РФ от 26 июля 2010 г. № 329 «О методике определения величины средней доходности долгосрочных государственных обязательств, используемых при расчете цены на мощность для поставщиков мощности».

27. Приказ Федеральной службы по тарифам от 31 августа 2010 г. № 219-э/б «Об утверждении Методических указаний по расчету повышающих (понижающих) коэффициентов к тарифам на услуги по передаче электрической энергии в зависимости от соотношения потребления активной и реактивной мощности для отдельных энергопринимающих устройств (групп энергопри-нимающих устройств) потребителей электрической энергии, применяемых для определения обязательств сторон по договорам об оказании услуг по передаче электрической энергии по единой национальной (общероссийской) электрической сети (договорам энергоснабжения)».

28. Приказ Федеральной службы по тарифам от 13 октября 2010 г. № 486-э «Об утверждении порядка определения цены на мощность вводимых в эксплуатацию новых атомных и гидроэлектростанций (в том числе гидроакку-мулирующих электростанций)».

29. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов» (вторая редакция). Официальное издание, М.: Экономика, 2000.

30. Приказ ФСТ РФ «Об утверждении методических указаний по расчету цен (тарифов) на услуги по обеспечению системной надежности» от 31.08.2011 №201-э/1.

31. Единые (котловые) тарифы на услуги по передаче электрической энергии на территории Санкт-Петербурга на 2010 год. Приложение к распоряжению Комитета по тарифам Санкт-Петербурга от 30.08.2010 № 137-р.

32. Приказ ФСТ от 13.10.2010 № 482-э «Об утверждении Порядка определения размера денежных средств (реконструкции, модернизации) генерирующих объектов АЭС и ГЭС (в том числе ГАЭС) и определения соответствующей составляющей цены на мощность, поставляемую в 2011 и 2012 го-

дах на оптовый рынок электрической энергии (мощности) с использованием указанных генерирующих объектов».

33. Приказ Федеральной службы по тарифам от 13 октября 2010 г. № 486-э «Об утверждении порядка определения цены на мощность вводимых в эксплуатацию новых атомных и гидроэлектростанций (в том числе гидроакку-мулирующих электростанций)».

34. Приказ Федеральной службы по тарифам от 4 октября 2012 г. № 320-э/1 «Об утверждении тарифов на услуги по оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике».

35. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов и их отбору для финансирования /Госстрой РФ, Минфин РФ, Госкомпром РФ. М., 1997. - 205 с.

36 Методические рекомендации по оценке эффективности и разработке инвестиционных проектов и бизнес-планов в электроэнергетике на стадии инвестиционных предложений. Официальное издание ОАО РАО «ЕЭС России», приказ №155 от 31.03.2008.

37. Методические указания по расчету цен (тарифов) на услуги по обеспечению системной надежности. Официальное издание. - М.: 2011.

38. Методические указания по устойчивости энергосистем. Утверждены приказом Минэнерго РФ №277 от 30 июня 2003 г.

39. Договоры о присоединении к торговой системе оптового рынка, НП «Системный оператор» от 31.10.2003 г. (в ред. От 01.11.2013 г.). Научные публикации

40. Агатов И.О., Березинский С.А., Варичев Ю.Н. Из опыта унификации сооружений ГАЭС // Гидротехническое строительство. 1985. №4.

41. Андрианов В.Д. Инфляция и инструменты её регулирования. В кн.: Инфляция и экономический рост: теория и практика. - Под ред. А.Н.Красавина. М.: Финансы и статистика, 2007. - 287 с.

42. Асарин А.Е. Развитие гидроэнергетики России // Гидротехническое строительство. 2003. №1.

43. Бабурин Б.Л. Экономическая эффективность строительства ГАЭС СССР // Гидротехническое строительство. 1979. №2.

44. Бабурин Б.Л., Щавелев Д.С. Вопросы экономической эффективности гидроаккумулирующих электростанций // Известия высших учебных заведений. Энергетика. 1973. №10.

45. Березинский С.А., Егоров A.B., Лашманова B.C. и др. Конструкция трубопроводов ГАЭС // Гидротехническое строительство. 1985. №4.

46. Бабурин Б.Л., Глезин М.Д., Красильников М.Ф., Шейман Л.Б. Гидроакку-мулирующие электростанции. М.: Энергия, 1978, 183 с.

47. Бабурин Б.Л, Экономическая эффективность строительства ГАЭС СССР, -Гидротехническое строительство, 1979, № II, с.10-13.

48. Бабурин Б.Л., Щавелев Д.С, Вопросы экономической эффективности ГАЭС. - Энергетика, 19 , № 10, с. 119-125.

49. Басовский Л.Е., Басовская E.H. Экономическая оценка инвестиций. Учебное пособие. ММ.: ИНФРА-М, 2010.-241 с.

50. Беляев Л.С. Проблемы электроэнергетического рынка. Новосибирск, Наука, 2009 г. - 293 с.

51. Вернадский Г.Г. Технические вопросы проектирования ГАЭС // Гидротехническое строительство, 1972. - №4, с.19-23.

52. Большая экономическая энциклопедия. - М.: Эксмо, 2008.

53. Бугаева Т.М., Малинина Т.В., Хабачев Л.Д. Организация и планирование производства в электроэнергетике. Принципы организации и функционирования рынков электроэнергии. СПб.: Изд-во Политехи. Ун-та, 2008. 92 с.

54. Герасименко В.В. Ценообразование: учеб. пособие. - М.: ИНФРА-М, 2007. - 422 с.

55. Горбатова Л. Учет инфляции: практический опыт различных стран.-2002./www.gaap.ru.

56. Губин М.Ф. Экономическая эффективность гидроаккумулирования в крупных энергосистемах / Науч. ред. И.Е. Михайлов. - М.: ВИНИТИ, 1979. -93 с.

57. Губин Ш.Ф. Проблемы использования ГАЭС в энергетике страны и повышения их экономичности. - Сооружение, оборудование и режимы работы ГЭС, ГАЭС и насосных станций. Сборник трудов № 122, Кафедра использования водной энергии МИСИ, М.:1975.

58. Губин М.Ф. Агрегаты ГЭС и ГАЭС / [М.Ф. Губин, к. т. н.]. - М.: ВИНИТИ, 1985.- 116 с.

59. Давыдов А.Ю. Инфляция в экономике. Мировой опыт и наши проблемы. - М.: Международные отношения, 1991. - 200 с.

60. Держко М.В., Каминский П.В. Режимы работы обратимых гидроагрегатов ГАЭС // Электромашиностроение. 1976. №4.

61. Долматова Н.И. Инвестиционный потенциал и его взаимодействие с инфляционным потенциалом в экономике России/ Н.И.Долматова. - Воронеж: Истоки, 2006.- 141 с.

62. Доценко Т.П. ГАЭС в энергосистеме Европейской части страны и перспектива строительства ГАЭС // Гидротехническое строительство. 1985. №4.

63. Дунаева Е.В. Инфляционные процессы в экономике России: тенденции развития и факторы сдерживания. /Е.В.Дунаева. - М.: Изд-во ИП Насирдди-нова В.В., 2011. -143 с.

64. Денисов В.И. Технико-экономические расчеты в энергетике: Методы экономического сравнения вариантов. -М.: Энергоатомиздат, 1985. - 216 с.

65. Завьялов Ф.Н., Никитская Е.Ф., Ласточкин Ю.В. Методы определения влияния инфляции на деятельность промышленных предприятий в переходный период. - Ярославль: ЯрГУ, 2002. - 191 с.

66. Зайгарник Ю.А., Масленников В.М., Нечаев В.В., Шевченко И.С. Целевое видение стратегии развития электроэнергетики России на период до 2030 г. - «Теплоэнергетика», №11, 2007 г., с. 2-13.

67. Зейлингер А.Н., Шарыгин B.C., Иванченко В.Н. Определение топливного эффекта ГАЭС // Гидротехническое строительство, 1981. - №2, с.6-8.

68. Золотова И. Мощный мегаватт. - «Энергорынок», 03(98) 2012г. - с.36-38.

69. Илларионов А. Природа российской инфляции/ Вопросы экономики.-1995, №3.-с. 4-21.

70. Индексы цен в строительстве. Выпуск 71, КО-ИНВЕСТ, апрель 2010 г.

71. Кароль Л.А. Гидравлическое аккумулирование энергии. - М.: Энергия, 1975.- 168 с.

72. Кобилев А.Г., Юсупов P.M. Регулирование инфляционного роста цен в топливно-энергетическом комплексе: монография. Юж.-Рос.гос.техн.ун-т, -Новочеркасск: ЮРГТУ (НПИ), 2010. 128 с.

73. Козлов A.C., Филиппов B.C. Развитие электроэнергетики России с использованием системного эффекта ГАЭС // Электрические станции. 2007. №8.

74. Кравченко П.П. Причины инфляции в России и за рубежом. Менеджмент в России и за рубежом. - 2000. - №5.

75. Красавин A.B. Взаимосвязь инвестиций и инфляции. В кн.: Инфляция и экономический рост: теория и практика. - Под ред. А.Н.Красавина. М.: Финансы и статистика, 2007. - 287 с.

76. Красавина Л.Н. Инфляция и экономический рост: теория и практика. /Деньги и кредит.- 2006., №7. - с.52-65.

77. Крылов Э.И., Медведева С.Н. Оценка эффективности инвестиций в условиях инфляции. СПб.: СПбГУАП, 2003. - 20 с.

78. Кувалдина Т.Б. Бухгалтерский учет затрат в условиях инфляции. - Омск: Изд-во «Апельсин», 2010, 160 с.

79. Липсиц И.В., Коссов В.В. Инвестиционный проект: методы подготовки и анализа. -М.: Изд-во «БЕК». 1996. -293 с.

80. Лушин С.И. Роль инфляции в экономике. В кн.: Инфляция и антиинфляционная политика России. - Под ред. Л.Н.Красавиной. М.: Финансы и статистика, 2000. - 268 с.

81. Магрук В.И., Родионов В.Г. Режимы работа Загорской ГАЭС и её роль в создании рынка системных услуг / Гидротехническое строительство, 2001. -№9.

82. Малинина Т.В., Шульгинов Р.Н. Принципы оценки народнохозяйственной эффективности сооружения ГАЭС в энергосистеме //Методы и средства оценки состояния энергетического оборудования. - СПб.: Северная звезда. 2011. с. 107-110.

83. Марголин A.M., Быстряков А.Я. Экономическая оценка инвестиций. -М.: ЭКМОС, 2001.

84. Михайлов В.В. Тарифы и режимы электропотебления. - М.: Энергия, 1974.-214 с.

85. Неклепаев Б. Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. Учеб. пособие для вузов. - 4-е изд., перераб. и доп. — М.: Энерго-атомиздат, 1989. -608 с.

86. Непомнящий В.А. Современные тарифы на электроэнергию и возможные пути их снижения //Академия энергетики. - №3. - 2011. - С.6-17.

87. Непомнящий В.А. Экономические потери от нарушений электроснабжения. - М.: Издательский дом МЭИ, 2010.- 188 с.

88. Никитин С.М., Гельвановский М.И., Гринберг P.C. Инфляция и хозяйственный механизм (80-е годы) - М.: Наука. 1993. - 296 с.

89. Отчет НИИПТ. Раздел «Предпосылки и актуальность строительства гид-роаккумулирующей электростанции на примере Ленинградской ГАЭС», 2009 г.

90. Пашковский B.C. Особенности инфляционных процессов в России. В кн.: Инфляция и экономический рост: теория и практика. - Под ред. А.Н.Красавина. М.: Финансы и статистика, 2007. - 287 с.

91. Саввин Ю.М. Гидроаккумулирующие электростанции. - М.: Энергия, 1966.- 135 с.

92. Саввин Ю.М. Гидроаккумулирующие электростанции за рубежом //Энергохозяйство за рубежом, 1963, № 3, с.35-42 .

93. Садков В.Г., Греков И.Е. Влияние инфляционных процессов на конечные результаты общественного развития./ Вопросы статистики.- 2007, №47. -с.62-64.

94. Семенов А.Н. Прогноз развития гидроэнергетики России на ближайшую перспективу // Вести в электроэнергетике. 2003. №4.

95. Серебряников Н.И., Родионов В.Г., Кулешов А.П. и др. Гидроаккумулирующие электростанции. Строительство и эксплуатация Загорской ГАЭС. -М.: ЭНАС, 2000.-368 с.

96. Синюгин В.Ю., Магрук В.И., Родионов В.Г. Гидроаккумулирующие электростанции в современной электроэнергетике / В.Ю. Синюгин, В.И. Магрук, В.Г. Родионов. - М.: ЭНАС, 2008. - 352 с.

97. Скворцова И.В., Таратин В.А., Тузников М.А. Экономика инвестиционной деятельности. Бизнес-планирование в энергетике. - СПб.: Изд-во Политехи. ун-та, 2009. - 123 с.

98. Справочник по проектированию электрических сетей / под ред. Д.Л. Файбисовича. - 3-е изд., перераб. и доп. - М.: ЭНАС, 2009. - 392 с.

99. Справочник по проектированию электроэнергетических систем. Под ред.С.С.Рокотяна, И.М.Шапиро.- М. Энергоатомиздат, 1985. -350 с.

100. Сценарные условия развития энергетики на период до 2030 года. Агентство по прогнозированию балансов в электроэнергетике. Министерство энергетики РФ. 2011 г.

101. Хафизова Г.Б. Инфляция и экономический рост в условиях России: монография. - Уфа: Уфим.гос.ин-т сервиса, 2004. - 88 с.

102. Фридмен М. Основы монетаризма. - М.: ТЕИС, 2002. - 175 с.

103. Фридман Л.И., Фридман Н.Б., Зац A.C. Инфляция и цены. Уфа.: Изд-во Уфим. госуд. нефтян. техн. ун-та., Уфа, 2009. - 29 с.

104. Хлебников В.В.Рынок электроэнергии в России: учебное пособие для ВУЗОВ,- М.: ВЛАДОС, 2005.

105. Цены и ценообразование: учебник./ Под ред. И.К.Салимжанова.- М.: ТК Велби. Изд-во Проспект. 2006.

106. Чекмарев С.Ю. Технико-экономическое обоснование применения ветроэлектрических станций в системах электроснабжения. СПб, Изд-во ПЭИПК, 2011. 125 с.

107. Щавелев Д.С., Васильев Ю.С., Претро Г.А. Гидроэнергетические установки: Учебник для вузов / Под ред. Д.С. Щавелева. 2-е изд. перераб. и доп. -Л.: Энергоиздат, 1981.-520 с.

108. Экономическая теория: учебное пособие /Под ред. А.Г.Грязновой, В.М.Соколинского. 3-е изд. М.: КНОРУС, 2007.

109. Электроэнергетика России 2030: Целевое видение / Под общ.ред. Б.Ф. Вайнзихера. - М.: Альпина Бизнес Букс, 2008. - 360 с.

Электронные ресурсы

110. Генерация и потребление в ОЭС Северо-Запада. URL:http://www.so-ups.ru -( Дата обращения: 10.03.2012).

111. Процедура допуска к торговой системе. URL: http://www.atsenergo.ru -(Дата обращения: 11.08.2012).

112. Параметры рынка мощности. URL: http://www.fas.gov.ru/fas-in-press/fas-in-press_31145.html - (Дата обращения: 25.07.2011).

113. ГАЭС на рынке мощности и системных услуг. URL: http://www.energyland.info/analitic-show-44163 - (Дата обращения: 25.04.2012).

114. ЕЭС России. Информационный обзор, январь, 2011 г. URL: http://so-ups.ru/fileadmin/files/company/reports/upsreview/ups_review_janl l.pdf

115. Общие сведения о Ленинградской ГАЭС. URL: http://www.lengaes.rushydro.org/ - (Дата обращения: 09.04.2011).

116. Услуги по передаче электроэнергии. URL: http://www.fsk-ees.ru/customers_electroenergy.html - (Дата обращения: 04.02.2011).

117. Численность и состав населения. URL: http:// www.gks.ru. - (Дата обращения: .16.12..2013).

118. Аккумуляторные батареи большой мощности. Системы накопления энергии. URL: http:// www.perepada.net/abbm-for-energo Дата обращения 20.12.2013).

119. Системы накопления энергии. URL: http:// www.rigel.ru (дата обращения 2-.12.2-13).

Зарубежные источники

120. Caramanis М.С., Bohr R.E. Optimal Sport Pricing: Practice and Theory. -IEEE Trans, on Power Apparatus and Systems, 1982, Vol. Pas-101, №9.

121. Caramanis M.C. Investman Decision and Long-Term Planning under Electricity Sport Pricing. IEEE Trans, on Power Apparatus and Systems, 1982, Vol. Pas-101, №12.

122. Sioshansi F.P. Pfaffenberg W. Electricity market reform. An international perspective. - Elsevier: Elsevier Global Energy Policy and Economics Series, 2006.

123. Pfeifenberger J., Spees K., Shumacher A. A Comparison of PJM's RPM with Alternative Energy and Capacity Market Designs. - The Brattle Group Inc., 2009, September.

124. Harvey S., Travers S. Market Incentives for Generation Investment. Ontario IESO, 2008, December (http://www.ieso.ca).

125. PJM Resource Adequacy Analysis. - PJM, Manual20, 2011 (http://psc.ky.gov).

126. Shuttleworth G., Linton E. Investment Incentives for the SE Europe Regional Electricity Market. -NERA Economic Consulting, 2005, Vol.2.

127. Electricity Market Reform: Assessment of Capacity Payment Mechanisms / Shuttleworth G., Gammons S., Kvekvetsia V., Druce R., Brejnholt R. - NERA Economic Consulting, 2011, March.

128. Regulatory Instrument to Enhance the Security of Supply in the Spanish Wholesale Electricity Market/ Batlle C. Vasquez C ., Rivier M. , Perez-Arriaga I. -29 IAEE International Conference, 2006, June.

129. Amelin M., Suder L. Taking Credit. - IEEE Power and Energy Magazine, 2010, Septembre/ October, Vol. 8, No. 5.

130. Short Term Operating Reserve Review 2007 / 2008. - National Grid Electricity Transmission, 2008 (http://www.nationalgrid.com).

131. Guidelines for Implementation of Transitional Peak Load Arrangements: Proposal ofNordel. -Nordel, 2007 (http://www.svk.se).

132. Auction approaches of long-term contracts to ensure generation investment in electricity markets: Lessons from the Brazilian and Chilean experiences / Moreno R., Barroso L.A., Rudnick H., Mocarquer S., Bezerra B. - Energy Policy, 2010,No.38.