Методы управления развитием малой распределенной энергетики тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 08.00.05, кандидат наук Плоткина Ульяна Ивановна

• Плоткина Ульяна Ивановна
• кандидат наук
• 2018

Оглавление диссертации кандидат наук Плоткина Ульяна Ивановна

ВВЕДЕНИЕ

1. АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ И ПРОБЛЕМЫ В УПРАВЛЕНИИ РАЗВИТИЕМ ГЕНЕРИРУЮЩИХ МОЩНОСТЕЙ ЭНЕРГИИ В РОССИИ И ЗА РУБЕЖОМ

1.1. Анализ условий и тенденций в управлении развитием генерирующих мощностей энергии в России

1.2. Рыночные условия функционирования объектов энергетики России. Принципы ценообразования на рынках энергии и мощности

1.3. Состояние и перспективы управления развитием малой распределенной энергетики за рубежом

1.4. Малая распределенная энергетика России: состояние и проблемы

развития, положительные эффекты при вводе объектов МРЭ

Выводы к главе

2. ОБЩИЕ ПРИНЦИПЫ ОБОСНОВАНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ СООРУЖЕНИЯ ОБЪЕКТОВ МРЭ ПРИ УПРАВЛЕНИИ РАЗВИТИЕМ ЭНЕРГОГЕНЕРИРУЮЩИХ МОЩНОСТЕЙ

2.1. Анализ существующих условий обоснования эффективности объектов МРЭ с учетом их выхода на рынки энергии

2.2. Методы оценки системных эффектов в региональных электроэнергетических системах при вводе объектов МРЭ

2.3. Общие принципы обоснования эффективности объектов МРЭ при планировании развития региональных энергосистем, учитывающие

получаемые системные эффекты

Выводы к главе

3. ПРИНЦИПЫ И МЕТОДЫ УПРАВЛЕНИЯ РАЗВИТИЕМ ОБЪЕКТОВ МРЭ НА РЕГИОНАЛЬНОМ УРОВНЕ

3.1. Разработка схемы обоснования и согласования при управлении развитием объектов МРЭ в регионах с участием частных инвесторов

3.2. Методика отбора котельных для реконструкции в мини-ТЭЦ, подлежащих включению в региональные программы развития энергетических систем

3.3. Разработка требований к организации привлечения частных инвестиций в объекты МРЭ в рамках государственно-частного

партнерства

Выводы к главе

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

Приложение А

Приложение Б

Приложение В

ВВЕДЕНИЕ

Исторически в России в условиях высоких темпов развития экономики в период 1950 - 1985 г.г. сложился высокий уровень централизации систем энергоснабжения на базе сооружения генерирующих источников мощностью свыше 1 млн. кВт, стимулов для массового развития малой распределенной энергетики не было.

Как показывает Энергетическая стратегия России до 2030 года, и в настоящее время и в предстоящей перспективе ежегодные приросты потребления электроэнергии по стране не будут превышать 1 - 1,5%. В этих условиях в сочетании с намечаемой широкомасштабной реконструкцией и модернизацией локальных систем теплоснабжения в регионах страны существенно возрастает эффективность развития малой распределенной энергетики не только на базе возобновляемых источников энергии (ВИЭ), но и на основе традиционных энергоресурсов.

Стимулами для сооружения объектов малой распределенной энергетики с мощностью объектов до 25 МВт (объекты МРЭ) являются повышение надежности энергоснабжения потребителей за счет сооружения собственных источников генерации и возможности создания когенерирующих источников при реконструкции существующих котельных с использованием местных видов топлива или отходов производства при одновременном сокращении требуемых инвестиций в распределительные сети, потерь электроэнергии в этих сетях, а также необходимого резерва мощности в энергосистемах при замещении крупной генерации объектами малой энергетики (далее системные эффекты).

Несмотря на положительные эффекты от внедрения объектов малой генерации, в стране сдерживается развитие МРЭ. Это обусловлено рядом факторов: прежде всего это отсутствие в отличие от объектов новой крупной генерации ценовых и регуляторных механизмов обеспечения доступа объектов МРЭ на рынки энергии и мощности, стимулирующих развитие малой энергетики и создающих условия для вхождения в энергетическую

отрасль частных инвесторов. В целом отсутствует государственная политика развития МРЭ.

Для стимулирования развития объектов МРЭ и повышения эффективности развития систем энергоснабжения в современных условиях необходимы изменения нормативно-методической базы и механизмов обоснования и принятия решений по развитию энергетики на федеральном и региональном уровнях, а также по реконструкции и сооружению отдельных энергетических объектов, в том числе с использованием механизмов государственно-частного партнерства.

Степень разработанности темы исследования. Теоретической и методологической основой исследования послужили труды ученых в области экономики и менеджмента в энергетике и формированию энергетических систем: Бушуев В.В., Веселов Ф.В., Волков Э.П., Волькенау И.М., Зейлигер

A.Н., Колибаба В.И., Косматов Э.М., Макаров А.А., Макаров В.М., Окороков

B.Р., Хабачев Л.Д. и др.; в области ценообразования в энергетике: Баркин О.Г., Беляев Л.С., Волкова И.О., Гительман Л.Д., Сафаров Г.Г., Шевкоплясов П.М. и др.

Значительный вклад в разработку методологических и практических вопросов государственно-частного партнерства (ГЧП) внесли ученые: Бабкин А.В., Варнавский В.Г., Глухов В.В., Зворыкина Ю.В., Йескомб Э.Р. и др.

Также в исследовании использованы работы в области надежности энергетики и экономики потерь от нарушений энергоснабжения таких авторов как Волков Н.Г., Воропай В.И., Дьяков А.Ф., Китушин В.Г., Непомнящий В.А., Обоскалов В.П., Окороков В.Р. , Чукреев Ю.Я. и др.

Особенности функционирования и развития объектов МРЭ, в т.ч. на базе ВИЭ, отражены в работах таких ученых как: Безруких П.П., Елистратов В.В., Зайченко В.М., Кожуховский И.С., Некрасов А.С., Попель О.С., Салихов А.А. и др.

Целью диссертационного исследования является разработка комплекса научно обоснованных методов управления в энергетике в части развития МРЭ с учетом условий функционирования рынков энергии и мощности, требований повышения эффективности и надежности энергоснабжения потребителей, а также привлечения частных инвестиций в энергетику.

Для достижения цели диссертационного исследования были поставлены следующие задачи:

1. Проанализировать условия и факторы, определяющие рациональные уровни концентрации мощностей на вводимых генерирующих объектах в системах централизованного и децентрализованного энергоснабжения.

2. Разработать методы оценки эффектов от снижения затрат на развитие распределительных сетей и повышения надежности энергоснабжения потребителей в региональных энергосистемах при вводе объектов МРЭ.

3. Сформулировать принципы обоснования эффективности объектов МРЭ в различных условиях выхода этих объектов на розничные рынки электроэнергии и мощности.

4. Разработать предложения по использованию механизмов государственно-частного партнерства при реконструкции котельных и создании на их базе мини-ТЭЦ.

5. Дать предложения по совершенствованию нормативно-правовой базы для управления развитием МРЭ.

Объектом исследования являются генерирующие предприятия, в том числе малой мощности и предприятия распределения электро- и теплоэнергии.

Предмет исследования - организационно-управленческие отношения, возникающие в процессе формирования и организации эффективного взаимодействия централизованной и малой распределенной энергетики в России.

Теоретической и методологической основой работы являются труды отечественных и зарубежных авторов по управлению в энергетике, тарифообразованию и надежности в энергетике, а также государственно -частному партнерству. В работе использовались методы сравнительного, логического и структурного анализа, логическое и графическое моделирование, вариантный метод моделирования, экономико-математические методы, в частности метод динамического программирования.

Информационную базу исследования составили нормативно -правовые акты РФ; статистические данные Росстата и НП АТС; публикации в периодических изданиях России и других стран; данные, полученные непосредственно от объектов исследования.

Научная новизна исследования состоит в разработке методических подходов к формированию механизмов стимулирования развития малой распределенной энергетики, отличающихся комплексным учетом эффектов, получаемых потребителями региональных систем электро- и теплоснабжения, а также создающих условия для привлечения частных инвестиций в малую распределенную энергетику, что обеспечит повышение эффективности энергетической отрасли и надежности энергоснабжения потребителей.

Результаты, обладающие научной новизной и выносимые на защиту:

1. Предложен комплексный подход к экономическому обоснованию сооружения и ввода в эксплуатацию объектов МРЭ при прогнозировании и планировании развития энергосистем, отличающийся учетом влияния ввода этих объектов на эффективность региональных систем энергоснабжения (системные эффекты), а также привлечения для их создания частных инвестиций;

2. Предложены методы оценки системного эффекта ввода объектов МРЭ в региональные электроэнергетические системы, формирующегося за

счет снижения затрат на развитие распределительных сетей, сокращения потерь при передаче энергии по сетям, повышения надежности энергоснабжения потребителей;

3. Предложены механизмы ценообразования на поставки электроэнергии и мощности от объектов МРЭ, учитывающие условия выхода этих объектов на розничные рынки энергии в различных условиях формирования энергобалансов региональных электроэнергетических систем и позволяющие обеспечить повышение эффективности энергосистем;

4. Разработаны в рамках механизма государственно-частного партнерства методы оценки объемов привлечения частных инвестиций при создании мини-ТЭЦ на базе реконструкции котельных, учитывающие получаемые при их вводе системные эффекты и применяемые при подготовке и утверждении региональных программ развития энергетических систем;

5. Разработаны методические рекомендации по совершенствованию отраслевой нормативно-методической базы, регламентирующей принятие управленческих решений в части разработки и утверждения схем и программ развития региональных энергосистем с учетом ввода объектов МРЭ и формирование инвестиционных программ энергогенерирующих предприятий в увязке с рыночными условиями их функционирования.

Теоретическая значимость работы заключается в разработке теоретических и методологических принципов обоснования эффективности сооружения объектов МРЭ с учетом системных эффектов, получаемых от их ввода в системы электроснабжения и обоснования эффективности объектов МРЭ с использованием механизмов государственно-частного партнерства при сооружении новых и реконструкции действующих котельных в системах теплоснабжения.

Практическая значимость работы заключается в возможности применения разработанных принципов и методологических подходов к

обоснованию эффективности объектов МРЭ в законодательно - нормативных актах, регулирующих энергетическую отрасль.

Кроме того материалы диссертационного исследования используются в рамках курса «Экономика энергетики» (для студентов 2 курса бакалавриата профиля подготовки «Менеджмент (энергетика)») Санкт - Петербургского политехнического университета Петра Великого.

Область исследования. Диссертационное исследование выполнено в соответствии с паспортом специальности 08.00.05 - Экономика и управление народным хозяйством (экономика, организация и управление предприятиями, отраслями, комплексами - промышленность), в части пунктов:

1.1.1. Разработка новых и адаптация существующих методов, механизмов и инструментов функционирования экономики, организации и управления хозяйственными образованиями в промышленности.

1.1.19. Методологические и методические подходы к решению проблем в области экономики, организации управления отраслями и предприятиями топливно-энергетического комплекса.

1.1.24. Тарифная политика в отраслях топливно-энергетического комплекса.

Степень достоверности и апробация результатов. Достоверность и обоснованность научных результатов обусловлены использованием общенаучных и специальных методов исследования, положительной оценкой на научно-практических конференциях.

Основные результаты диссертации были представлены на всероссийских и межвузовских научно-практических конференциях в течение 2012 - 2017 г.г.: т, ^П, и XLV Неделя науки СПбГПУ,

«Современные методы обеспечения эффективности и надежности в энергетике», «Энергоэффективность и экология - 2016».

Публикации. По теме диссертации опубликовано 22 научные работы общим объемом 10,1 п.л. (в т.ч. лично автором - 6,2 п.л.), из них

публикация в издании, индексируемом международной базой Scopus, 5 публикаций в изданиях, утвержденных перечнем ВАК.

Структура и объем работы. Объем и структура диссертационной работы определены поставленными задачами исследования. Работа включает в себя введение, три главы, заключение, список использованной литературы и приложений. Текст диссертационной работы представлен на 188 страницах, включает 23 таблицы и 28 рисунков.

1. АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ И ПРОБЛЕМЫ В УПРАВЛЕНИИ

РАЗВИТИЕМ ГЕНЕРИРУЮЩИХ МОЩНОСТЕЙ ЭНЕРГИИ В

РОССИИ И ЗА РУБЕЖОМ

1.1. Анализ условий и тенденций в управлении развитием генерирующих

мощностей энергии в России

Энергетика является базовой отраслью российской экономики, которой присущ ряд особенных черт, резко отличающих ее от других отраслей промышленности. Энергетика пронизывает все сферы национального хозяйства, поэтому развитие энергетики предопределяет развитие промышленности страны.

Исторически в России сложилась высокая централизация систем энергоснабжения. Это было обусловлено высокими темпами роста энергопотребления в 1950 - 1960 г.г. и далее до 1985 г. В короткие сроки были созданы крупные промышленные центры на большей части территории страны. За 35 лет (с 1950 г) производство и потребление электроэнергии СССР выросло почти в 17 раз, годовые объемы роста электропотребления достигали 100 млрд. кВтч (по России порядка 60-70 млрд. кВтч), коэффициент централизации производства электроэнергии вырос с 80,8% до 98% (табл. 1.1.).

Высокие темпы жилищного строительства в городах с начала 60-х годов в сочетании с необходимостью обеспечения надежности их энергоснабжения и повышением требований к качеству городской среды обусловили необходимость массовой централизованной теплофикации в городах с сооружением ТЭЦ мощностью от 100 до 1000 МВТ и более. При этом наличие значительного числа свободных трасс для прохождения линий электропередачи и площадок для сооружения подстанций, отсутствие платы за землю обуславливали относительно невысокие затраты на сооружение электрических сетей.

Очевидно, что указанные темпы роста энергопотребления могли быть обеспечены только путем массового сооружения крупных электростанций, с

использованием типовых проектных решений и стандартизованного энергетического оборудования. Как следствие, при общем количестве порядка 600 электростанций в России - более 60 имеют установленную мощность свыше 1000 МВт.

Таблица 1.1. Динамика изменения основных показателей развития электроэнергетики СССР за 1950 - 1985 г.г. [17,18,58]_

Показатели

Установленная

мощность электрических 19,6 37,2 66,7 115,0 166,1 217,0 267,0 315,0

станций, млн кВт

Производство

электрической энергии, млрд кВтч 91,2 170,2 292,3 506,7 740,9 1038,6 1294,0

Коэффициент

централизации производства 80,8 82,4 88,1 92,8 96,0 97,0 98,0 98,0

электроэнергии, %

Максимальная

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Методы управления развитием малой распределенной энергетики»

мощность

агрегатов 100 150 200 300 800 800 1000 1000

электростанций, МВт

Для развития децентрализованной энергетики не было стимулов развития:

1) относительно слабое развитие железнодорожной сети, используемой для транспорта твердого топлива, и вплоть до 90-х годов неразвитость газотранспортной сети создавали проблемы с топливообеспечением таких энергетических объектов;

2) единые, установленные государством тарифы на электроэнергию для промышленных потребителей;

3) финансирование развития предприятий из госбюджета.

Начиная с 2002 г. в результате реформирования в российской электроэнергетике произошли значительные изменения: преобразовано

государственное регулирование отрасли, организованы рынки энергии и мощности, полностью изменена структура энергетики.

В ходе этих преобразований генерирующие активы сосредоточились в компании, расположенные на территории разных регионов, двух типов: генерирующие компании, действующие как субъекты оптового рынка (ОГК) и территориальные генерирующие компании (ТГК). Конденсационные электростанции вошли в компании - субъекты оптового рынка, теплофикационные электростанции, в основном расположенные в городах, были объединены в территориальные генерирующие компании.

Магистральные сети управляются Федеральной сетевой компанией (ФСК), распределительные сети - межрегиональными распределительными сетевыми компаниями (МРСК), а Системный оператор (СО ЕЭС) занимается общим оперативно - диспетчерским управлением в Единой энергетической системе России.

В результате реформирования отрасли электроэнергетика стала привлекательной для отечественных и зарубежных инвесторов, что способствует реализации государственных планов развития и технического перевооружения энергетики.

Российская Федерация находится на четвертом месте в мире по генерации электрической энергии (после США, Японии и Китая) [69]. Большую часть вырабатывают тепловые электростанции - около 70% электроэнергии (табл.1.2., рис.1.1). Это объясняется высокой обеспеченностью страны топливными ресурсами и возможностью и необходимостью комбинированной выработки электро- и теплоэнергии.

Таблица 1.2. Производство электроэнергии электростанциями, млрд.кВтч 72]

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013

Всего 878 891 891 916 932 953 996 1015 1040 992 1038 1040 1054 1044,9

ТЭС 582 578 585 608 609 629 664 676,3 710,1 651,8 698,7 702,2 710,5 683

ГЭС 165 176 164 158 178 175 175 179 167,2 176,6 168,9 165,3 165,4 186,1

АЭС 131 137 142 150 145 149 156 160 163,1 163,6 170,4 172,9 177,6 172,4

• Выработка ■ Потребление

Рисунок 1.1 Динамика производства и потребления электроэнергии в России, млрд. кВтч [72]

Как видно из табл.1.1. и 1.2. темпы прироста энергопотребления в 2000 - 2013 г.г. значительно меньше темпов прироста в 1950 - 1985 г.г. Среднегодовой темп прироста за 13 лет составил 1,5%, при этом наблюдалось снижение потребления в 2009 и 2013 г.г. В 2014 г. потребление электроэнергии увеличилось по сравнению с показателем 2013 г. до 1035,2 млн кВтч, т.е. на 0,4%. Прогнозный среднегодовой темп прироста электропотребления в России до 2030 г. составит до 3% [106], что не потребует масштабных вводов крупных энергетических объектов.

В настоящее время ЕЭС России представлена 69 региональными энергосистемами, образованные из 7 объединенных энергосистем: Сибири, Урала, Средней Волги, Юга, Центра, Востока и Северо - Запада. Данные энергетические системы функционируют параллельно благодаря межсистемными высоковольтными ЛЭП напряжением 220 - 500 кВ и выше.

На начало 2017 г. генерация ЕЭС России представлена около 700 электростанциями мощностью свыше 5 МВт, суммарной установленной мощностью - более 236 ГВт [53]. Структура установленной мощности электростанций ЕЭС России имеет следующую структуру: тепловые

электростанции - 64,3%, атомные электростанции - около 18,7 %, гидроэлектростанции - 17% (рис.1.2.).

£ТЭС ^ ГЭС АЭС

Рисунок 1.2 Структура генерации электростанции ЕЭС России на начало 2017 г.

В период с 2000 по 2008 гг. наблюдался рост объемов потребления электроэнергии, что было обусловлено сравнительно высокими темпами роста экономики РФ. После экономического кризиса 2008 г. рост экономики и соответственно потребления электроэнергии остановился. С 2009 г. происходило восстановление экономики, продолжавшееся в течение всего периода 2010 — 2012 гг.

Действующие в РФ тепловые электростанции можно классифицировать на следующие группы:

• по источникам используемой энергии - органическое топливо,

возобновляемые источники энергии;

• по виду вырабатываемой энергии - теплофикационные и

конденсационные;

• по участию в покрытии графика электрической нагрузки - базовые (не

менее 5000 ч использования установленной электрической мощности в году), полупиковые (3000 и 4000 ч в год), пиковые (менее 1500 - 2000 ч в год).

Тепловые электрические станции, использующие органическое топливо, разделяются по используемой технологии: паротурбинные; дизельные; газотурбинные; парогазовые.

Наиболее распространены в РФ электростанции, работающие на органическом топливе, в основном на базе паротурбинных установок. По данным о структуре установленной мощности по группам оборудования ТЭС (табл. 1.3.) видно, что наибольший удельный вес имеют теплофикационные энергоблоки с давлением пара 130 кгс/кв.см без промперегрева (31% от всего установленной мощности ТЭС), конденсационные блоки с единичной установленной мощностью 300 МВт (16%) и 200 МВт (11%). Мощность наиболее современного оборудования с давлением пара 240 кгс/кв.см - 44 ГВт, что составляет 31% от общей установленной мощности оборудования ТЭС.

Таблица 1.3. Среднегодовая установленная мощность по группам оборудования ТЭС в 2011 г. [76]

Группа оборудования Среднегодовая мощность, МВт Доля от общей мощности ТЭС, %

Блок К-1200 1200 0,9

Блоки К-800 11958 8,4

Блоки К-500 3370 2,4

Блоки К-300 22 091 16,0

Блоки К-200 15455 11,0

Блоки К-150 4060 2,8

Блоки Т-300 554 0,4

Блоки Т-200 538 0,4

Блоки Т-150 1245 0,9

КЭС-90 3215 2,3

ТЭЦ-240 5470 3,8

ТЭЦ-130 43857 31,0

ТЭЦ-1301Ш 3720 2,6

ТЭЦ-90 12514 8,8

ПГУ КЭС 2143 1,5

ПГУ ТЭЦ 5111 3,6

ГТУ 1419 1,0

ГТУ КУ 851 0,6

Прочее 3244 2,3

ДЭС 468 0,3

ТЭС, всего 142 484 100,0

Результаты инвестиционной деятельности ТГК за последние годы значительно не изменили возрастной уровень генерации компаний. Средний возраст 1 кВт мощности ТЭЦ территориальных генерирующих компаний по-прежнему остается высоким (31год) [73]. За счет достаточно активного ввода мощностей в последние годы удалось стабилизировать средний возраст оборудования ТЭЦ (рис. 1.2.1), однако в случае свертывания программы поддержки инвестиций с помощью механизма заключения договоров поставки мощности неизбежно вернется тенденция увеличения среднего возраста.

Рисунок 1.2.1. Среднего возраста 1 кВт установленной мощности электростанций ТГК в РФ в 2010 - 2014 г.г. (лет).

Соответственно увеличивающийся дисбаланс между необходимыми инвестициями и инвестиционными ресурсами становится все более серьезной проблемой для теплоснабжения. Достаточная инвестиционная активность, обеспечивающая своевременное и масштабное обновление существующих мощностей ТЭЦ не может быть реализована без пересмотра тарифной политики в сфере теплоснабжения.

В отличие от электростанций, производящих тепло совместно с электроэнергией, сегменты тепловых сетей и котельных являются наиболее критическими с точки зрения надежности теплоснабжения потребителей. В отличие от электростанций, которые могут зарабатывать на оптовом рынке электроэнергии и мощности, тепловые сети и котельные целиком находятся в сфере тарифного регулирования местными органами власти, как правило -годового и часто не соответствующего реальным затратам на поддержание эксплуатации, капитальный ремонт и своевременную замену полностью изношенных и ветхих сетей. Результатом этого является следующее состояние в теплоснабжении:

• прогрессирующий рост среднего возраста основных фондов в теплоснабжении; по оценкам Минэнерго России, 68% теплосетей имеют 100% физический износ;

• рост аварийности, прежде всего - на изношенных участках сетей; по данным Минэнерго России, количество аварий только на магистральных сетях выросло с 266 случаев/тыс. км в сезон 2007-2008 гг. до 387 случаев/тыс. км в 2013 г., т.е. на 45%;

• сохранение высокого уровня потерь тепла - в среднем по стране (включая утечки) около 30% (по сравнению с 8% в Швеции);

• новые затраты на дополнительное, компенсирующее потери, производство тепла.

Суммарные объемы производства электрической энергии по РФ складываются из выработки генерирующих объектов, расположенных в ЕЭС России, и генерирующих объектов, функционирующих в изолированных энергосистемах (энергосистемы центральной и западной Якутии, Таймырская, Камчатская, Сахалинская, Магаданская, Чукотская). На производство электроэнергии влияют следующие факторы:

• Темпы экономического роста;

• Изменение численности населения;

• Повышение эффективности использования энергии и энергосбережение;

• Экспорт страны.

Однако в последнее время одним из недостатков преобразований в отрасли стало значительное увеличение тарифов на услуги по передаче электроэнергии сетевых компаний. Этот рост стимулируют промышленных потребителей на строительство собственной генерации взамен приобретения электрической энергии на рынке энергии и мощности. Как видно из табл. 1.4. рост производства электроэнергии на собственных источниках промышленных предприятий только в 2016 году увеличился на 3,4%, однако доля выработки от распределенных источников остается на очень низком уровне - 5,6% от всей выработки ЕЭС России.

Таблица 1.4. Баланс электрической энергии по ЕЭС России 2015-2016 г.г. [81]

Показатель 2015 год, млн МВтч 2016 год

млн МВтч в % к 2015 году

1. Выработка электроэнергии, всего 1026,9 1048 102

в т.ч. ТЭС 614 614 100

ГЭС 160 178 111

АЭС 195 196 100,5

электростанции промышленных предприятий 58 60 103

Потребление электроэнергии 1008 1027 101,8

Сальдо перетоков электроэнергии «+» -прием, «-» - выдача -18,6 -21,6

В настоящее время рост числа объектов малой распределенной энергетики (МРЭ) - это сложившаяся тенденция в мире, а теперь и в России. Наиболее весомый вклад в производство всей энергии делает распределенная энергетика в таких странах как Дания (45%), Швеция (19%), Испания (18%), Германия (17%), Нидерланды (16%). В среднем в странах Евросоюза распределенная генерация поставляет около 10% от общего объема производства электроэнергии, в США этот показатель составляет около 10%,

в Канаде около 7-8%, а в Австралии этот показатель также около 10% (рис.1.3).

Рисунок 1.3. Вклад объектов МРЭ в производство электроэнергии по странам Это обусловлено тем, что сочетание централизованной энергетики с малой распределенной энергетикой дает значительные экономические эффекты, а именно:

1) снижение потерь в сетях за счет приближения объектов генерации к потребителям;

2) значительное сокращение требуемых инвестиций в распределительные сети;

3) уменьшение затрат на энергию при производстве продукции;

4) повышение надежности энергоснабжения потребителей;

5) возможность использования местных видов топлива или отходов производства.

При этом в России сохраняется более высокая степень централизации энергоснабжения, чем в зарубежных странах: по доли производства электроэнергии децентрализованные источники энергоснабжения РФ составляют 5% от всего производства, в странах ЕС в среднем - 10% [2] (рис. 1.4.).

110,0% 100,0% 90,0% 80,0% 70,0% 60,0% 50,0% 40,0% 30,0% 20,0% 10,0%

5,0% 95,0% 10%

90%

Децентрализованные источники

I Централизованные источники

РФ

ЕС

Рисунок 1.4. Доля распределенной генерации в РФ и в странах ЕС.

Таким образом, в настоящее время сложились условия развития систем децентрализованного энергоснабжения в России, которые характеризуются следующим:

1) существенно снизились темпы роста энергопотребления, которые в значительной степени определяются ростом доли непромышленного потребления. Однако даже при сравнительно невысоких темпах роста электропотребления в стране на перспективу решающим для обеспечения надежного энергоснабжения является дальнейшее развитие централизованного энергоснабжения.

2) Необходимость массовой реконструкции отработавших срок службы котельных и тепловых сетей в средних и мелких городах и населенных пунктах, являющихся основным направлением развития децентрализованного энергоснабжения.

3) Проводимые программы газификации регионов страны обеспечивают возможность получения ресурсов газа в городах и небольших населенных пунктах.

4) Повышение тарифов на энергию, в которых доля услуг по передаче электроэнергии достигает 40% для крупных потребителей на высоком напряжении 110 кВ и 55 - 60% для потребителей на низком напряжении 6/10-0,4кВ, созданы условия для экономической заинтересованности потребителей в сооружении собственных источников генерации мощности и электроэнергии.

5) Развитие современных технологий при создании энергооборудования для генерирующих установок небольшой мощности до 50 МВт, прежде всего с использованием парогазового цикла. Данные энергоустановки обеспечивают технико-экономические показатели сооружения и топливоиспользования, сопоставимые с показателями крупных современных электростанций, а так как эти установки высоко автоматизированы, то снижается зависимость сооружения и эксплуатации энергоустановок от кадрового обеспечения.

6) Существенно выросли затраты на сооружение электрических сетей в связи с платой за землю, широким применением импортного оборудования и материалов, значительными затратами на системы технологического управления, а также в связи с низкой эффективностью систем планирования и регулирования развития сетей.

В рассматриваемых условиях развитие электроэнергетики и систем теплоснабжения возможно и экономически целесообразно на основе совместного развития систем и децентрализованного энергоснабжения, понимая под последним развитие малой генерации и ВИЭ. В то же время в рассматриваемых условиях существенно усложняются нормативно-методическая база и механизмы обоснования и принятия решений по развитию электроэнергетики на федеральном и региональном уровнях и по реконструкции и сооружению отдельных энергетических объектов.

Для комплексного развития централизованной и децентрализованной энергетики необходимо следующее:

1) должны быть ужесточены требования к обоснованности рекомендаций Схем ЕЭС - ОЭС и региональных программ развития электроэнергетики по вопросам уровня энергопотребления и с учетом региональных программ развития малой генерации.

2) при разработке региональных программ должен проводиться подробный анализ развития малой генерации в увязке с анализом развития когенерации при реконструкции существующих котельных, с учетом возможного появления собственных источников генерации у промышленных потребителей.

Как следствие представляется целесообразным: 1) провести обоснования нормативных уровней (показателей) балансовой надежности электроснабжения в условиях ограниченности инвестиционных ресурсов на развитие электроэнергетики, подлежащих использованию как при разработке перспективных балансов мощности и определении требований к пропускной способности межсистемных связей в составе Схем ЕЭС - ОЭС, так и при определении необходимых вводов мощности в рамках долгосрочного рынка мощности. Обоснования выполнить применительно к современным условиям в части:

- оценок величин ущербов у потребителей при аварийных недоотпусках электроэнергии;

- показателей аварийности оборудования генерирующих источников, включая устанавливаемое зарубежное;

- стоимости сооружения генерирующих источников и объектов основной сетей.

2) разработать Методические рекомендации по разработке региональных схем и программ развития электроэнергетики применительно к регионам, где основная доля энергопотребления связана с энергоснабжением средних и мелких городов и населенных пунктов, с рассмотрением целесообразности и эффективности создания когенерирующих установок при реконструкции существующих устаревших котельных. Указанные

проработки должны являться основой дальнейших проектов реконструкции котельных на базе государственно - частного партнерства.

3) выполнить комплекс нормативно-методических работ по оптимизации схем и программ скоординированного развития систем электротепло- и газоснабжения в мегаполисах и крупных городах, а также по механизмам ценового и инвестиционного регулирования решений по развитию указанных систем.

4) для обеспечения развития малой генерации (в т.ч. на базе ВИЭ) необходима разработка и нормативное закрепление механизма участия объектов малой распределенной генерации в рынках электроэнергии и мощности, который обеспечивали бы им равную конкуренцию с объектами большой энергетики. Одновременно должен быть разработан и нормативно закреплен механизм государственно - частного партнерства при реконструкции котельных и превращения их в объекты когенерации с учетом эффектов разгрузки распределительных и основных электрических сетей и эффектов энергосбережения.

Разработка и закрепление указанных механизмов должны быть осуществлены вне зависимости от сохранения фактора избыточности энергобаланса ЕЭС в ближайшие 4-5 лет при реализуемых проектах развития крупной генерации в рамках долгосрочного рынка мощности, поскольку с учетом необходимости проведения обоснований, проектных работ и поиска инвесторов масштабная реализации проектов сооружения объектов малой генерации и государственно - частного партнерства при реконструкции котельных может по срокам начаться одновременно с ростом потребности во вводе крупных генерирующих мощностей.

1.2. Рыночные условия функционирования объектов энергетики в России. Принципы ценообразования на рынках энергии и мощности

В РФ функционирует двухуровневый рынок электроэнергии и мощности: оптовый и розничный, а также локальные розничные рынки тепловой энергии. На оптовом рынке электроэнергии и мощности России участвуют крупные генерирующие предприятия и крупные покупатели электроэнергии (мощности), а также другие организации, имеющие статус субъекта оптового рынка. На розничных рынках электрической энергии обращается электроэнергия за пределами оптового рынка с вовлечением к участию потребителей электроэнергии [120]. Чтобы получить статус участника оптового рынка организация должна удовлетворять определенным требованиям [95], главное из которых: установленная мощность генерирующего объекта должна быть более 25 МВт и пройти определенную организационную процедуру получения данного статуса. При этом условия функционирования на оптовом и розничном рынке различны.

Продавцы и покупатели оптового рынка электрической энергии - это генерирующие предприятия, операторы экспорта и импорта электрической энергии, сбытовые предприятия, сетевые компании (для приобретения электрической энергии на покрытие потерь при ее передаче), а также крупные потребители. Чтобы получить статус субъекта оптового рынка электроэнергии и (или) мощности организация должна удовлетворять ряду требований:

1) по мощности (не распространяются на гарантирующих поставщиков электроэнергии):

- для поставщика электроэнергии, владеющего на праве собственности генерирующим оборудованием, установленная генерирующая мощность данного оборудования должна быть более 5 МВт;

- для потребителя электроэнергии, владеющего на праве собственности энергопринимающим оборудованием, общая присоединенная мощность данного оборудования должна быть 20 МВА или более, а в каждой группе точек поставки составлять 750 кВА и более;

2) условия оснащения системами сбора информации:

- наличие в каждой точке поставки средствами измерений, позволяющими обеспечить сбор, обработку и передачу данных коммерческого учета;

- наличие системы связи для обеспечения передачи СО ЕЭС данных, которые необходимы для проведения общего оперативно-диспетчерского управления в рамках ЕЭС России;

3) координация с СО ЕЭС и коммерческой инфраструктурой группы точек поставки, планируемые к использованию в торговле электроэнергией на оптовом рынке.

Субъекты и инфраструктура оптового рынка электроэнергии и мощности представлены на рис. 1.5.

Рисунок 1.5. Субъекты и инфраструктура оптового рынка энергии (мощности) в РФ.

Территории, на которых функционирует оптовый рынок электроэнергии и мощности, объединенны в ценовые зоны. Европейская территория РФ и Урала находится в первой ценовой зоне оптового рынка, территории субъектов РФ, расположенных в Западной и Восточной Сибири, -

во второй ценовой зоне. В первой ценовой зоне оптовый рынок функционирует с 1 ноября 2003 г., во второй — с 1 мая 2005 г. С 1 января 2011 г. в ценовых зонах оптового рынка торговля электроэнергией и мощностью проводится по свободным ценам на электроэнергию (мощность). В регионах, где пока в связи с технологическими характеристиками осуществление рыночных отношений в электроэнергетике невыполнимо (районы Дальнего Востока, Архангельская, Калининградская области, Республика Коми), реализация осуществляется только по регулируемым ценам, устанавливаемым региональными комитетами по тарифам. Есть ряд территорий России, на которых оптовый рынок не реализуется, которые называются изолированными территориями: Республика Саха (за исключением Южно-Якутского энергорайона), Камчатка, Сахалин, Магаданская область. На изолированных территориях предприятия энергетики не разделены по видам бизнеса, организованы в акционерные общества (рис.1.6.).

Рисунок 1.6. Зоны электроэнергетического рынка РФ.

На оптовом рынке электроэнергии и мощности работают секторы, которые отличаются условиями заключения договоров и сроками поставки:

рынок на сутки вперед (основной сектор), балансирующий рынок, сектор регулируемых договоров, сектор свободных договоров, осуществляющие реализацию соответственно по регулируемым и свободным ценам (тарифам). Свободные (нерегулируемые) цены на электроэнергию (мощность) - цены, которые формируются в основном на основе конкурентного отбора ценовых заявок, а также по соглашению участников рынка (по двусторонним договорам) (рис.1.7.).

ЭЛ.ЭНЕРГИЯ

Рисунок 1.7. Ценообразования на оптовом рынке для одного часа

С 2011 года регулируемые договоры (РД) на оптовом рынке электроэнергии и мощности охватывают только электрическую энергию, направляемую на поставки населению и приравненным к ним потребителям, а также для гарантирующих поставщиков на территории МРСК Северного Кавказа.

На оптовом рынке реализация электроэнергии и мощности производится следующими образами [15]:

1) по регулируемым ценам (регулируемые договоры);

2) по свободным (нерегулируемым) ценам (свободные договоры);

3) по свободным (нерегулируемым) ценам, устанавливаемые на основе конкурентного отбора ценовых заявок производителей и покупателей,

проводимого в предыдущие сутки до поставки (конкурентный отбор ценовых заявок на сутки вперед);

4) по свободным (нерегулируемым) ценам в результате конкурентного отбора мощности;

5) по свободным (нерегулируемым) ценам, устанавливаемые в результате конкурентного отбора заявок поставщиков и покупателей с регулируемым потреблением, проводимого не менее чем за час до поставки электроэнергии, что формирует сбалансированный режим производства и распределения электроэнергии (конкурентный отбор заявок для балансирования системы);

6) по свободным (нерегулируемым) ценам в отношении электроэнергии в объеме, равному отклонениям потребления (свободные договоры купли-продажи отклонений);

7) по договорам купли-продажи (поставки) мощности в случае, если объем мощности, отобранной на основе конкурентного отбора мощности в данной зоне, не удовлетворяет спрос (договоры купли-продажи (поставки) мощности по итогам дополнительного отбора инвестиционных проектов);

8) по договорам и ценам, определяемым на основе конкурсов инвестиционных проектов для формирования перспективного технологического резерва мощностей по производству электрической энергии;

9) по регулируемым ценам, рассчитанным на основе установленных регулируемых цен (тарифов) на электроэнергию для поставщиков в неценовых зонах оптового рынка;

10) по договорам купли-продажи (поставки) мощности, вырабатываемой на генерирующих объектах в период, на который мощность таких объектов не была отобрана в результате КОМ, если есть необходимость сохранения данных объектов в состоянии, обеспечивающем установленные технические регламенты и другие обязательные требования параметров работы ЕЭС России, систем жизнеобеспечения, режимов водопользования

(генерирующие объекты, мощность которых поставляется в вынужденном режиме);

11 ) по договорам поставки мощности, заключенным в отношении новых генерирующих объектов, перечень которых определяет Правительство РФ;

12) по свободным (нерегулируемым) ценам для осуществления общей работы ЕЭС России и энергетических систем иностранных государств;

13) по свободным (нерегулируемым) ценам для компенсации потерь в электрических сетях;

14) торговля мощностью, производимая генерирующими объектами, работающими на ВИЭ, на основании договоров, заключенных на основе результатов конкурсных отборов инвестиционных.

Цены на поставку электрической энергии и мощности по РД формируются с помощью индексации цен, установленных Федеральной антимонопольной службой (ФАС) [96]. Объемы поставок электрической энергии и мощности по РД определяются в результате сформированного ФАС сводного прогнозного баланса производства и поставок электроэнергии так, чтобы доля поставки электрической энергии и мощности по данным договорам не были выше 35% от общего объема поставок на оптовый рынок электроэнергии и мощности, утвержденного для данного поставщика.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Плоткина Ульяна Ивановна, 2018 год

Список литературы

1. Амерханов Р.А., Гарькавый К.А. Интегрированная система энергообеспечения на основе установок когенерации малой мощности / Амерханов Р.А., Гарькавый К.А. // Энергосбережение и водоподготовка. 2011. № 2. С. 39-41.

2. Арустамов С.А., Быстров А.С., Грачева Н.П. Тенденции развития распределенной энергогенерации в энергосистеме России / Арустамов С.А., Быстров А.С., Грачева Н.П. // Высшая школа. 2016. № 14. С. 105-108.

3. Башмаков И.А. Анализ основных тенденций развития систем теплоснабжения в России и за рубежом [электронный ресурс, дата обращения: 19.04.2017] http://solex-un.ru/sites/default/files/energo_files/teplosnabzhenie_i.bashmakov.pdf

4. Безруких П.П. Энергоэффективность и развитие возобновляемой энергетики / Безруких П.П. // Академия энергетики. 2010. №4(36). С.20-28.

5. Безруких П., Карабанов С. Анализ и прогноз развития возобновляемой энергетики мира до 2020 года / Безруких П., Карабанов С. // Энергетический вестник. 2016. № 21. С. 19-28.

6. Безруких П.П., Стребков Д.С., Холманский А.С. Перспективные направления развития возобновляемых источников энергии // Вестник ВИЭСХ. 2016. № 4 (25). С. 96-101.

5. Белей В.Ф., Харцфельд Э., Пихоцки Я. Современная ветроэнергетика: тенденции развития, проблемы и варианты решения / Белей В.Ф., Харцфельд Э., Пихоцки Я. // Промышленная энергетика. 2014. №8. С. 56-61.

6. Беллман, Р. Динамическое программирование: Перевод с английского / Р. Беллман; Под ред. Н. Н. Воробьева / М. : Иностр. лит., 1960. - 400 с.

7. Белоглазов Р.Э., Титов Д.Е., Хавроничев С.В. Сравнение характеристик газотурбинных установок малой мощности / Белоглазов Р.Э., Титов Д.Е., Хавроничев С.В. // Научные труды SWorld. 2013. Т. 5. № 1. С. 3-10.

8. Бессмертных А.В., Зайченко В.М. Технологии нового поколения для распределенной энергетики России / Бессмертных А.В., Зайченко В.М. // Промышленная энергетика. 2013. № 9. С. 50-53.

9. Богушева Н. Заключение концессионных соглашений в отношении объектов водоснабжения, водоотведения, теплоснабжения после 1 января 2017 г / Богушева Н. // Энергетика и право. 2016. № 3. С. 37-40.

10. Большие возможности малых рек [Электронный ресурс] URL: http://shishave.ucoz.ru/news/bolshie_vozmozhnosti_malykh_rek/2013 -06-18-172 (дата обращения: 17.05.14).

11. Варнавский В.Г., Бухвальд Е.М., Зельднер А.Г., Мочальников В.Н., Осипов В.С., Сильвестров С.Н., Смотрицкая И.И., Черных С.И. Основы государственно-частного партнерства. Теория, методология, практика. / Варнавский В.Г., Бухвальд Е.М., Зельднер А.Г., Мочальников В.Н., Осипов В.С., Сильвестров С.Н., Смотрицкая И.И., Черных С.И. / М.: Анкил, 2015. -252 с.

12. Варнавский В. Г., Клименко А. В., Королев В. А. Государственно-частное партнерство: теория и практика / Варнавский В. Г., Клименко А. В., Королев В. А. / М.: ГУ-ВШЭ, 2010. - 287 с.

13. Ветрова Е.А. Особенности развития государственно-частного партнерства в Российской Федерации / Ветрова Е.А. // Вестник Тамбовского университета. Серия: Гуманитарные науки. 2015. № 6 (146). С. 69-72.

14. Виленский П.Л, Лившиц В.Н, Смоляк С.А. Оценка эффективности инвестиционных проектов. Теория и практика. 2-е изд., перераб. и доп. - М.: Дело, 2002. — 888 с.

15. Водянников В.Т. Финансово - экономический механизм стимулирования развития возобновляемых источников энергии за рубежом. Вестник Федерального государственного образовательного учреждения высшего профессионального образования «Московский государственный агроинженерный университет им. В.П. Горячкина». 2014. № 3. С. 54-56.

16. Волков Н.Г., Сивков А.А., Сайгаш А.С. Надежность электроснабжения: учебное пособие - 2-еизд., доп. / Волков Н.Г., Сивков А.А., Сайгаш А.С./ Томск: Изд-воТомского политехнического университета, 2011. - 160 с.

17. Волькенау И.М., Зейлингер А.Н. , Хабачев Л.Д. Технико - экономические основы формирования электроэнергетических систем. М.: Энергия. 1981.

18. Волькенау И.М., Зейлингер А.Н., Хабачев Л.Д. Экономика формирования электроэнергетических систем. М.: Энергия. 1981. 321 с.

19. Государственно-частное партнерство: теоретические основы, базовые принципы и практика реализации / Под ред. Глухова В.В. / СПб: Изд-во Политехн. Ун-та, 2014. - 572 с.

20. Грачев И.Д., Ильковский К.К., Есяков С.Я., Редько И.Я., Либет А.А., Ливинский А.П., Иванов В.Б., Варфоломеев С.Д., Артиков Р.Х.Б. О концепции развития распределенной энергетики / Грачев И.Д. и др. // Сантехника, отопление, кондиционирование. 2014. № 11. С. 18-23.

21. Грачев И.Д., Некрасов С.А. О подходах к развитию распределенной энергетики в Российской Федерации / Грачев И.Д., Некрасов С.А. // Промышленная энергетика. 2012. № 12. С. 2-8.

22. Дале, В.А. Динамическая оптимизация развития электрических сетей /

B.А. Дале, З.П. Кришан, О.Г. Паэгле // Рига: Зинатне, 1990. - 248 с.

23. Данилова, О.В. Государство и бизнес: баланс интересов и возможности сторон / О.В. Данилова // Экономика и предпринимательство. 2014. № 7 (48).

C. 259-263.

24. Дерябина М. Государственно-частное партнерство: теория и практика / Дерябина М. // Вопросы экономики. 2008. № 8. С. 61 -77.

25. Директор Л.Б., Зайченко В.М., Майков И.Л., Иванин О.А. Анализ эффективности схем энергетических комплексов малой распределенной энергетики / Директор Л.Б., Зайченко В.М., Майков И.Л., Иванин О.А. // Промышленная энергетика. 2014. № 2. С. 41-46.

26. Добрякова А.В., Аврутин М.Ю., Мяков С.Б., Рассказов В.И. Финансовые модели осуществления производственной и инвестиционной деятельности

организаций коммунального комплекса в сфере теплоснабжения. Обеспечение гарантированного возврата инвестиций и сглаживания тарифных последствий осуществления инвестиций / Добрякова А.В., Аврутин М.Ю., Мяков С.Б., Рассказов В.И. // Новости теплоснабжения. 2011. № 5.

27. Дьяков А.Ф., Максимов Б.К., Молодюк В.В. Рынок электрической энергии в России: состояние и проблемы развития. М.: Изд-во МЭИ, 2000. -138 с.

28. Дьяченко А.Е. Эффективность схем государственно-частного партнерства в реализации программ по модернизации систем теплоснабжения малых поселений / Дьяченко А.Е. // Социально-экономические науки и гуманитарные исследования. 2014. № 1. С. 51 -58.

29. Жуков В.В., Курочкин Д.С., Останин С.Ю., Михеев Д.В. Анализ мирового рынка энергоустановок малой мощности для тепловых электростанций / Жуков В.В., Курочкин Д.С., Останин С.Ю., Михеев Д.В. // Промышленная энергетика. 2016. № 10. С. 10-16.

30. Забелина О.В. Проблемы государственно-частного партнерства в России / Забелина О.В. // Управленческое консультирование. 2014. № 11 (71). С. 179184.

31. Заиров Х.И., Елистратов В.В., Дюльдин М.В. Возобновляемая энергетика Австрии / Заиров Х.И., Елистратов В.В., Дюльдин М.В. // Энергохозяйство за рубежом. 2013. № 1(266). С. 10-14.

32. Зайченко В.М., Чернявский А.А. Сравнение характеристик распределенных и централизованных схем энергоснабжения / Зайченко В.М., Чернявский А.А. // Промышленная энергетика. 2016. №1. С.2-8.

33. Захаров К. Малому бизнесу — малую генерацию [Электронный ресурс] URL: http://www.up74.ru/rubricks/obshhestvo/2011/oktjabr-11/malomu-biznesu-maluju-generaciju/ (дата обращения: 10.03.12)

Интернет - портал SmartGrid 24.05.12. [Электронный ресурс] URL: http://www.smartgrid.ru/smartgrid/news/2012/05/news116.html (дата обращения: 29.06.2012).

34. Итоги конкурентного отбора мощности (КОМ) на 2014 год. Отчет ОАО «Системный оператор Единой энергетической системы» [Электронный ресурс] Систем.требования: Adobe Acrobat Reader. URL: http://www.np-sr.ru/n/SR_0V032232.pdf (дата обращения: 25.07.2014)

35. Кавешников Н.Ю. Возобновляемая энергетика в ЕС: смена приоритетов. Мировая экономика и международные отношения. 2014. №12. С.70-81.

36. Казаков А.В., Заворин А.С., Новосельцев П.Ю., Табакаев Р.Б. Малая распределенная энергетика России: совместная выработка тепло- и электроэнергии / Казаков А.В., Заворин А.С., Новосельцев П.Ю., Табакаев Р.Б. // Вестник науки Сибири. 2013. № 4 (10). С. 13-18.

37. Казанов М.С. Методика определения технико-экономической эффективности внедрения распределенной генерации в электрохозяйствах объектов для решения оптимизационных задач / Казанов М.С., Кондратьев А.В. // Промышленная энергетика. - 2016. - № 10. - С. 37-41.

38. Кармак М.А., Плоткина У.И. Анализ конкурентоспособности объектов малой распределенной энергетики на базе реконструкции котельных // «Современные методы обеспечения эффективности и надежности в энергетике»: Труды всероссийской конференции с международным участием.- СПб.: Изд-во Политехн. ун-та, 2013. С.126-134.

39. Кармак М.А., Плоткина У.И. Эффективность реконструкции котельных в мини - ТЭЦ // XLI Неделя науки СПбГПУ: сборник лучших докладов научно - практической конференции с международным участием. Ч. VII.: - СПб.: Изд-во Политехн. Ун-та, 2012 - 570с.

40. Кармак М.А., Плоткина У.И. Эффективность объектов малой генерации на базе когенерационных установок // XLI Неделя науки СПбГПУ: материалы научно - практической конференции с международным участием. Ч. VII.: - СПб.: Изд-во Политехн. Ун-та, 2012 - 579с.

41. Кармак М.А., Плоткина У.И. Условия повышения эффективности инвестиций в объекты малой распределенной энергетики / Кармак М.А., Плоткина У.И. // Научно - технические ведомости СПбГПУ. Серия «Экономические науки». 2013. № 2 (163). С.100-103.

42. Катеров Ф.В., Ильченко С.М. Развитие государственно-частного партнерства в энергетике России / Катеров Ф.В., Ильченко С.М. // Экономика и современный менеджмент: теория и практика. 2013. № 26. С. 51-56.

43. Китушин В.Г. Надежность энергетических систем/ уч. пос. для вузов. / Китушин В.Г. / Новосибирск: Изд-во НГТУ. 2003. - 256с.

44. Киушкина В.Р., Шарипова А.Р. Тенденция децентрализации энергетики и пути совершенствования малой энергетики / Киушкина В.Р., Шарипова А.Р. // Промышленная энергетика. 2014. № 5. С. 2-8.

45. Коженко Я.В., Пашковский П.В. Формы и виды государственно-частного партнерства в условиях модернизации системы государственного управления в Российской Федерации / Коженко Я.В., Пашковский П.В. // Современные проблемы науки и образования. 2015. № 2-2. С. 718 - 722. Колмаков В.В., Симарова И.С. Развитие региона на основе механизмов государственно-частного партнерства / Колмаков В.В., Симарова И.С. // Наука и бизнес: пути развития. 2014. № 6 (36). С. 47-51.

46. Кулагин В.А. и др. Прогноз развития энергетики мира и России до 2040 г. / Кулагин В.А., Архипов Н.А., Галкин Ю.В., Галкина А.А., Гимади В.И., Грушевенко Д.А., Грушевенко Е.В., Иващенко А.С., Гутник А.Л., Елисеева О.А., Капустин Н.О., Козина Е.О., Курдин А.А., Макаров И.А., Макарова А.С., Малахов В.А., Мельникова С.И., Осипова Е.Д., Сурова Е.В., Тарасов А.Э. и др. / ИНЭИ РАН, Москва, 2014. 175 с.

47. Купреев Д.А. Организационно-экономический механизм внедрения инноваций в распределенной энергетике / Купреев Д.А. // Управление экономическими системами: электронный научный журнал. 2016. № 3 (85). С. 8. [Электронный ресурс] Систем.требования: Adobe Acrobat Reader. URL: https://elibrary.ru/download/elibrary_25871435_41817452.pdf

48. Купреев Д.А. Барьеры и стимулы развития распределенной энергетики в России на основе отечественного оборудования / Купреев Д.А. // Интернет-журнал Науковедение. 2016. Т. 8. № 3 (34). С. 44. [Электронный ресурс] Систем.требования: Adobe Acrobat Reader. URL: http://naukovedenie.ru/PDF/97EVN316.pdf (дата обращения 21.12.16).

49. Лежнев А.В. Динамическое программирование в экономических задачах: учеб. пособие / Лежнев А.В. / М.: БИНОМ. Лаборатория знаний, 2010. - 174 с.

50. Малышев Е.А., Кашурников А.Н. Возможности привлечения инвестиций с использованием механизмов государственно-частного партнерства в электроэнергетику региона / Малышев Е.А., Кашурников А.Н. // Вестник Забайкальского государственного университета. 2014. № 6. С. 121 -129.

51. Малышев Е.А., Подойницын Р.Г. Экономические механизмы обновления и развития основных фондов в энергетике / Малышев Е.А., Подойницын Р.Г. // Экономика региона. 2013. № 3 (35). С. 198-207.

52. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов (утв. Минэкономики РФ, Минфином РФ, Госстроем РФ 21.06.1999 № ВК 477).

53. Министерство энергетики Российской Федерации. [Электронный ресурс] URL: http://minenergo.gov.ru/activity/powerindustry (дата обращения: 12.03.14)

54. Миронов И.В. ЕТО сможет обеспечить надежность за счет тарифа альтернативной котельной / Миронов И.В. //Энергорынок. - 2013. - №6(111).

55. Михеев Д.В., Шабалин И.С. Экономические перспективы развития малой энергетики РФ на основе когенерационного оборудования / Михеев Д.В., Шабалин И.С. // Актуальные вопросы современной науки. 2014. № 31. С. 237-249.

56. Муравьева М.С. Комментарии к порядку заключения концессионного соглашения в отношении объектов тепло-, газо- и энергоснабжения, горячего водоснабжения по частной инициативе / Муравьева М.С. // Энергетика и право. 2016. № 2. С. 46-48.

57. Надежность систем энергетики и их оборудования: справочник: в 4 т. / Под общ. ред. Ю.Н. Руденко. Т. 2: Надежность электроэнергетических систем. Справочник / Под ред. М.Н. Розанова. - М.: Энергоатомиздат, 2000. -588 с.

58. Народное хозяйство СССР в 1985 году. Статистический ежегодник. Москва, Финансы и статистика, 1986.

59. Некрасов С.А. Альтернативный вариант повышения надежности электроснабжения // Промышленная энергетика. 2014. №8. С. 2-8.

60. Непомнящий В.А. Альтернативные пути развития электроэнергетики России до 2015 г. в условиях постфинансового кризиса / В.А. Непомнящий // Надежность и безопасность энергетики. - 2010. - №4. - С.8 - 19.

61. Непомнящий В.А. Надежность оборудования энергосистем. М.: Электроэнергия. Передача и распределение. 2013. 204 с.

62. Непомнящий В.А. Экономико - математическая модель надежности энергосистем и электрических сетей // Электричество. 2011. №2. С. 5-16.

63. Непомнящий В.А. Экономические потери от нарушения электроснабжения потребителей. - М.: Издательский дом МЭИ, 2010. 188 с.

64. Новоселова О.А. Концептуальные основы инновационного развития централизованного и распределенного электро- и теплоснабжения в РФ на основе когенерации и малой распределенной энергетики// I Форум-выставка собственная генерация на предприятии [Электронный ресурс] URL: http://www.e-apbe.ru/library/presentations/29032013_ OANovoselova.pdf (дата обращения: 12.04.13)

65. Обзор функционирования оптового рынка электроэнергии и мощности в 2013 г. [Электронный ресурс] URL: http://www.np-sr.ru/presscenter/pressinf/index.htm (дата обращения: 27.05.2014)

66. Обоскалов В.П., Померанец Д.И. Оценка эффективности применения устройств распределенной генерации с учетом динамики цен на энергоносители / Обоскалов В.П., Померанец Д.И. // Промышленная энергетика. 2013. № 9. С. 2-7.

67. Обоснование развития электроэнергетических систем: методология, модели, методы их использования / Под ред. Н.И. Вопропая / Новосибирск: Наука, 2015. - 448 с.

68. Образцова А.С., Плоткина У.И. Технико - экономическое обоснование реконструкции котельной промышленного предприятия в мини - ТЭЦ // «Современные методы обеспечения эффективности и надежности в энергетике»: Труды всероссийской конференции с международным участием.- СПб.: Изд-во Политехн. ун-та, 2014. С.366-378.

69. Окороков В.Р., Окороков Р.В. Прогнозы глобального спроса на энергию в мировой экономике / Окороков В.Р., Окороков Р.В. // Академия энергетики. 2014. № 2 (58). С. 4-12.

70. Окороков В.Р., Окороков Р.В. Цели и тенденции развития мирового ТЭК и его последствия для российской энергетики. Вестник Ивановского государственного энергетического университета. 2014. №1. С.94-103.

71. Отчет об объемах поставленной на оптовый рынок мощности в 2016 году. Системный оператор Единой Энергетической Системы. [Электронный ресурс] Систем.требования: Adobe Acrobat Reader. URL: http://br.so-ups.ru/Public/Docs/DocView.aspx?&id=d4e3dee6-db74-47c5-a356-a2d9bc2cb52c&listBackURL=DocList.aspx%3f%26rangeCode%3d0%26month% 3d%26year%3d2017%26search%3d (дата обращения: 10.06.17)

72. Отчет о функционировании ЕЭС России в 2016 году. Системный оператор Единой Энергетической Системы. [Электронный ресурс] Систем.требования: Adobe Acrobat Reader. URL: http://so-ups.ru/fileadmin/files/company/reports/disclosure/2017/ups_rep2016.pdf (дата обращения: 10.03.17)

73. Отчет о ситуации с теплоснабжением в Российской Федерации/ Фонд энергетического развития, 2016 [Электронный ресурс] URL: http://portal-energo.ru/articles/details/id/936

74. Отчет о функционировании ЕЭС России в 2009 году. Системный оператор Единой Энергетической Системы. [Электронный ресурс]

Систем.требования: Adobe Acrobat Reader. URL: http://so-ups.ru/fileadmin/files/company/reports/disclosure/2010/ues_rep_2009.pdf (дата обращения: 10.03.17)

75. Отчет о функционировании ЕЭС России в 2010 году. Системный оператор Единой Энергетической Системы. [Электронный ресурс] Систем.требования: Adobe Acrobat Reader. URL: http://so-ups.ru/fileadmin/files/company/reports/disclosure/2011/ues_rep_2010.pdf (дата обращения: 10.03.17)

76. Отчет о функционировании ЕЭС России в 2011 году. Системный оператор Единой Энергетической Системы. [Электронный ресурс] Систем.требования: Adobe Acrobat Reader. URL: http://so-ups.ru/fileadmin/files/company/reports/disclosure/2012/ues_rep2011 .pdf (дата обращения: 10.03.17)

77. Отчет о функционировании ЕЭС России в 2012 году. Системный оператор Единой Энергетической Системы. [Электронный ресурс] Систем.требования: Adobe Acrobat Reader. URL: http://so-ups.ru/fileadmin/files/company/reports/disclosure/2013/ues_rep2012.pdf (дата обращения: 10.03.17)

78. Отчет о функционировании ЕЭС России в 2013 году. Системный оператор Единой Энергетической Системы. [Электронный ресурс] Систем.требования: Adobe Acrobat Reader. URL: http://so-ups.ru/fileadmin/files/company/reports/disclosure/2014/ups_rep2013.pdf (дата обращения: 12.03.14)

79. Отчет о функционировании ЕЭС России в 2014 году. Системный оператор Единой Энергетической Системы. [Электронный ресурс] Систем.требования: Adobe Acrobat Reader. URL: http://so-ups.ru/fileadmin/files/company/reports/disclosure/2015/ups_rep2014.pdf (дата обращения: 10.03.17)

80. Отчет о функционировании ЕЭС России в 2015 году. Системный оператор Единой Энергетической Системы. [Электронный ресурс]

Систем.требования: Adobe Acrobat Reader. URL: http://so-

ups.ru/fileadmin/files/company/reports/disclosure/2016/ups_rep2015_01.pdf (дата обращения: 10.03.17)

81. Отчет о функционировании ЕЭС России в 2016 году. Системный оператор Единой Энергетической Системы. [Электронный ресурс] Систем.требования: Adobe Acrobat Reader. URL: http://so-ups.ru/fileadmin/files/company/reports/disclosure/2017/ups_rep2016.pdf (дата обращения: 10.03.17)

82. Паниковская Т.Ю. Комплексная оценка экономической эффективности размещения источников малой генерации / Паниковская Т.Ю. // Промышленная энергетика. 2013. № 8. С. 2-6.

83. Пивень И.Г. Государственно - частное партнерство в стратегическом управлении социально - экономическим развитием региона // Научно -технические ведомости СПбГПУ. Серия «Экономические науки». 2014. №6.

84. Плоткина У.И. Методы отбора котельных для реконструкции в мини -ТЭЦ, включаемых в региональные программы развития энергетических систем // «Современные методы обеспечения эффективности и надежности в энергетике»: Труды всероссийской конференции с международным участием.- СПб.: Изд-во Политехн. ун-та, 2015. С.143-149.

85. Плоткина, У.И. Эффективность создания когенерационных установок с использованием механизмов государственно - частного партнерства / У.И. Плоткина // Научно - технические ведомости СПбГПУ. Серия «Экономические науки». - 2012.- № 6 (161). - С.153-157.

86. Плоткина У.И., Образцова А.С. Методика обоснования реконструкции котельных в мини - ТЭЦ// XLII Неделя науки СПбГПУ: материалы научно -практической конференции с международным участием. 4.VII.: - СПб.: Изд-во Политехн. Ун-та, 2014. С.119-122.

87. Плоткина У.И., Хабачев Л.Д. Оценка эффекта от ввода объектов малой распределенной энергетики на снижение затрат в развитие региональных распределительных сетей //Экономика и предпринимательство, 2017, №5 ч.1.

88. Плоткина У.И., Хабачев Л.Д. Экономические методы поддержки развития объектов малой распределенной энергетики. Научно - технические ведомости СПбГПУ. Серия «Экономические науки». 2014. № 6(209). С. 2633.

89. Плотников В.А., Федотова Г.В., Пролубников А.В. Государственно -частное партнерство и специфика его реализации в регионах России / Плотников В.А., Федотова Г.В., Пролубников А.В. // Экономика и управление. 2015. № 1 (111). С. 38-43.

90. Попова С.Н., Потехина Н.В. Перспективы и ограничения развития распределенной энергетики на электроэнергетическом рынке России / Попова С.Н., Потехина Н.В. // Общество: политика, экономика, право. 2016. № 12. С. 93-95.

91. Постановление Правительства РФ от 31.12.2009 № 1221 «Об утверждении правил установления требований энергетической эффективности товаров, работ, услуг, размещения заказов на которые осуществляются для государственных или муниципальных нужд»

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

93. Постановление Правительства РФ от 13.04.2010 № 238 «Об определении ценовых параметров торговли мощностью на оптовом рынке электрической энергии и мощности»

94. Постановление Правительства РФ от 15.05.2010 № 344 «О расчете стоимости электрической энергии (мощности) для потребителей в переходный период на территориях, не объединенных в ценовые зоны оптового рынка»

95. Постановление Правительства Российской Федерации от 27 декабря 2010 г. № 1172 «Об утверждении Правил оптового рынка электрической энергии и мощности и о внесении изменений в некоторые акты Правительства

Российской Федерации по вопросам организации функционирования оптового рынка электрической энергии и мощности»

96. Постановление Правительства Российской Федерации от 29 декабря 2011 г. № 1178 г. "О ценообразовании в области регулируемых цен (тарифов) в электроэнергетике"

97. Постановление Правительства РФ от 4.05.2012 г. № 442 «О функционировании розничных рынков электрической энергии, полном и (или) частичном ограничении режима потребления электрической энергии»

98. Постановление Правительства РФ от 22.10.2012 № 1075 «О ценообразовании в сфере теплоснабжения»

99. Постановление Правительства РФ от 28 мая 2013 года N 449 «О механизме стимулирования использования возобновляемых источников энергии на оптовом рынке электрической энергии и мощности»

100. Постановление Правительства РФ от 31.03.2015 № 300 «Об утверждении формы предложения о заключении концессионного соглашения с лицом, выступающим с инициативой заключения концессионного соглашения»

101 . Показатели работы ЕЭС России в 2008 г. Системный оператор Единой Энергетической Системы. [Электронный ресурс] Систем.требования: Adobe Acrobat Reader. URL: http://so-

ups.ru/fileadmin/files/company/reports/disclosure/2009/pokazateli_2008.pdf (дата обращения: 10.03.17)

102. 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».

103. Приказ Федеральной службы по тарифам (ФСТ России) от 30 ноября 2010 г. № 364-э/4 «Об утверждении Правил применения цен (тарифов), определения стоимости электрической энергии (мощности), реализуемой на розничных рынках по регулируемым ценам (тарифам), оплаты отклонений фактических объемов потребления электрической энергии (мощности) от

договорных, а также возмещения расходов в связи с изменением договорного объема потребления электрической энергии (мощности) на территориях, не объединенных в ценовые зоны оптового рынка»

104. Приказ Федеральной службы по тарифам от 11 сентября 2012 года №209-э/1 «Об утверждении Методических указаний по определению размера платы за технологическое присоединение к электрическим сетям»

105. Рагин Э. Малая энергетика - большой потенциал//Национальные интересы в России. [Электронный ресурс] URL: http://niros.ru/other/79010-edvard-ragin-malaya-energetika-bolshoy-potencial.html (дата обращения: 17.05.14)

106. Распоряжение Правительства РФ от 13.11.2009 N 1715-р «Об Энергетической стратегии России на период до 2030 года»

107. 18. Распоряжение Правительства Российской Федерации от 28 июля 2015 г. N 1470-р «Об установлении предельных максимальных уровней цен для проведения долгосрочного конкурентного отбора мощности на 2016 год».

108. РИА новости [Электронный ресурс] URL: http://ria.ru/economy/20150114/1042491386.html (дата обращения: 27.03.2015)

109. Ример М.И., Касатов А.Д., Матиенко Н.Н. Экономическая оценка инвестиций /Под общ. ред. Римера М.И. СПб: Питер, 2008. 480 с.

110. Руденко, Л.Г. Государственно-частное партнерство как возможный инструмент стимулирования импортозамещения / Л.Г. Руденко, А.С. Жидков // Экономика и предпринимательство. - 2015. - № 6-1 (59-1). - С. 179-183.

111. Савицкая А.В, Плоткина У.И. Сравнительный анализ экономической эффективности модернизации котельной. // XLIII Неделя науки СПбГПУ: материалы научно - практической конференции с международным участием. Ч VII.: - СПб.: Изд-во Политехн. Ун-та, 2015. С. 30-33.

112. Салихов А.А. Неоцененная и непризнанная «малая энергетика» / Салихов А.А. / М.: Новости теплоснабжения, 2009. - 176 с.

113. Сафонов А.И., Липихин Е.Г., Шевелев Д.В. Обзор состояния рынка когенерационных установок малой мощности / Сафонов А.И., Липихин Е.Г.,

114. Шевелев Д.В. // Актуальные проблемы гуманитарных и естественных наук. 2016. № 11-1. С. 94-99.

115. Справочник по проектированию электрических сетей / под ред. Д.Л. Файбисовича. - 4-е изд., перераб. и доп. - М. : ЭНАС, 2012. - 376 с.

116. Стенников В.А. Распределенная генерация энергии: барьеры, тенденции, прогнозы / Стенников В.А. // Энергия: экономика, техника, экология. 2016. № 2. С. 2-8.

117. США ставят высокие цели для ветряной энергетики [Электронный ресурс] URL: http://www.cleandex.ru /articles/2015/03/12/ssha_stavyat_vysokie_dlya_vetryanoi_energetiki (дата обращения: 18.03.15)

118. Филиппов, С. П. Перспективы применения электрогенерирующих установок малой мощности / С. П. Филиппов // Атомная энергия. - 2011. - Т. 117, вып. 5. - С. 255-261

119. Федеральный закон от 31.07.1998 № 145-ФЗ «Бюджетный кодекс Российской Федерации»

120. Федеральный закон от 26 марта 2003 г. N 35-ФЗ «Об электроэнергетике».

121. Федеральный закон от 21.07.2005 № 115-ФЗ «О концессионных соглашениях»

122. Федеральный закон от 27.07.2010 № 190-ФЗ «О теплоснабжении»

123. Федеральный закон от 13.07.2015 № 224-ФЗ «О государственно-частном партнерстве, муниципально - частном партнерстве в Российской Федерации и внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации».

124. Филиппов С.П., Дильман М.Д. Перспективы использования когенерационных установок при реконструкции котельных / Филиппов С.П., Дильман М.Д. // Промышленная энергетика. 2014. № 4. С. 7-11.

125. Фортов В.Е., Попель О.С. Состояние развития возобновляемых источников энергии в мире и в России / Фортов В.Е., Попель О.С. // Теплоэнергетика. 2014. №6. С. 4.

126. Хабачев Л.Д. Технико - экономическое планирование развития электроэнергетических систем / Л.Д. Хабачев / СПб: Изд-во Политех. ун-та, 2014. - 175 с.

127. Хабачев Л.Д., Плоткина У.И. Анализ существующих условий обоснования эффективности объектов малой распределенной энергетики при планировании развития региональных энергетических систем / Хабачев Л.Д., Плоткина У.И. // Сантехника, отопление, кондиционирование. 2016. № 10. С.76-79.

128. Хабачев Л.Д, Плоткина У.И. Внедрение объектов малой энергетики как путь повышения эффективности региональных энергетических систем // Научно-технические ведомости СПбГПУ. Серия «Экономические науки». -2012. - №2-1(144)

129. Хабачев Л.Д., Плоткина У.И. Методы оценки системных эффектов от ввода объектов малой распределенной энергетики в региональные энергосистемы/ Хабачев Л.Д., Плоткина У.И. // Промышленная энергетика. 2016. №2. С.13-18.

130. Харламова Е.Е. Анализ форм и механизмов государственно-частного партнерства в России / Харламова Е.Е. // Научно-технические ведомости Санкт-Петербургского государственного политехнического университета. Экономические науки. 2014. № 4 (199). С. 9-16

131. Химанен Х. Правительство Финляндии намерено вывести страну на ведущее место в мире по чистым технологиям / Химанен Х. Экология и право. 2012. №48. С. 8-12.

132. Чечушков, Д.А. Метод оптимального размещения источников распределенной генерации для повышения надежности электроснабжения / Д.А. Чечушков, Т.Ю. Паниковская, Е.А. Бунькова // Промышленная энергетика. - 2014. - №9. - С. 17-21.

133. Шклярук М.С., Малинина Т.В. Оценка эффективности систем поддержки развития возобновляемой энергетики на примере стран европейского союза и России. Проблемы современной экономики. 2012. №3. С. 308 - 311.

134. Шевченко, Е.А. Организация системы взаимодействия власти и бизнеса на региональном и муниципальном уровне / Е.А. Шевченко // Экономика и предпринимательство. - 2016. - № 9 (74). - С. 307-310.

135. Шевченко Е.А. Государственно-частное партнерство как форма взаимодействия власти и бизнеса / Шевченко Е.А. // Экономика и предпринимательство. 2014. № 5-1 (46-1). С. 659-661.

136. Ameli A. et al. A multiobjective particle swarm optimization for sizing and placement of DGs from DG owner's and distribution company's viewpoints //IEEE Transactions on Power Delivery. - 2014. - Т. 29. - №. 4. - С. 1831-1840.

137. Borges C. L. T., Falcao D. M. Optimal distributed generation allocation for reliability, losses, and voltage improvement //International Journal of Electrical Power & Energy Systems. - 2006. - Т. 28. - №. 6. - С. 413-420.

138. Celli G. et al. A multiobjective evolutionary algorithm for the sizing and siting of distributed generation //IEEE Transactions on power systems. - 2005. - Т. 20. - №. 2. - С. 750-757.

139. Georgilakis P. S., Hatziargyriou N. D. Optimal distributed generation placement in power distribution networks: models, methods, and future research //IEEE Transactions on Power Systems. - 2013. - Т. 28. - №. 3. - С. 3420-3428.

140. Chowdhury A. A., Agarwal S. K., Koval D. O. Reliability modeling of distributed generation in conventional distribution systems planning and analysis //IEEE Transactions on industry applications. - 2003. - Т. 39. - №. 5. - С. 14931498.

141. El-Khattam W. et al. Optimal investment planning for distributed generation in a competitive electricity market //IEEE Transactions on Power Systems. - 2004. - Т. 19. - №. 3. - С. 1674-1684.

142. El-Khattam W., Hegazy Y. G., Salama M. M. A. An integrated distributed generation optimization model for distribution system planning //IEEE Transactions on Power Systems. - 2005. - T. 20. - №. 2. - C. 1158-1165.

143. Kashem M. A. et al. Distributed generation for minimization of power losses in distribution systems //Power Engineering Society General Meeting, 2006. IEEE.

- IEEE, 2006. - C. 8 pp.

144. Martins V. F., Borges C. L. T. Active distribution network integrated planning incorporating distributed generation and load response uncertainties //IEEE Transactions on Power Systems. - 2011. - T. 26. - №. 4. - C. 2164-2172.

145. Mendez V. H. et al. Impact of distributed generation on distribution investment deferral //International Journal of Electrical Power & Energy Systems.

- 2006. - T. 28. - №. 4. - C. 244-252.

146. Piccolo A., Siano P. Evaluating the impact of network investment deferral on distributed generation expansion //IEEE Transactions on Power Systems. - 2009. -T. 24. - №. 3. - C. 1559-1567.

147. Shukla T., Singh S., Naik K. Allocation of optimal distributed generation using GA for minimum system losses in radial distribution networks //International Journal of Engineering, Science and Technology. - 2010. - T. 2. - №. 3. - C. 94106.

148. Singh D., Misra R. K. Effect of load models in distributed generation planning //IEEE Transactions on Power Systems. - 2007. - T. 22. - №. 4. - C. 2204-2212.

149. Soroudi A., Ehsan M. A distribution network expansion planning model considering distributed generation options and techo-economical issues //Energy. -2010. - T. 35. - №. 8. - C. 3364-3374.

150. Tekiner H., Coit D. W., Felder F. A. Multi-period multi-objective electricity generation expansion planning problem with Monte-Carlo simulation //Electric Power Systems Research. - 2010. - T. 80. - №. 12. - C. 1394-1405.

151. Theo W. L. et al. Review of distributed generation (DG) system planning and optimisation techniques: Comparison of numerical and mathematical modelling

methods //Renewable and Sustainable Energy Reviews. - 2017. - T. 67. - C. 531573.

Схема электрических сетей Ленинградской области Северной энергозоны с вводом объектов МРЭ

Технико - экономические показатели электрических сетей Ленинградской области при традиционных условиях развития (в ценах 2016 г.)

Верояность Ограниче- Недоотпуск Потери Ущерб от нарушений

ограничения ние электроэнергии, мощности электроснабжения,

нагрузки, нагрузки, млн. кВтч в сети, млн. руб.

отн. ед. МВт МВт

Северная зона 0,013923 3,156 46,97 491,92 4644

Центральная зона 0,004328 1,392 26,83 46,98 2582

Юго-Западная зона 0,003419 0,107 4,30 55,37 355

Центрально-Восточная зона 0,014304 5,368 47,85 69,99 24046

Центрально-Южная зона 0,004063 0,01966 1,58 11,08 640

Восточная зона 0,003807 0,00756 0,40 12,67 92

Итого 0,043119 10,05022 127,93 688,01 32359

Технико - экономические показатели электрических сетей Ленинградской области при установке мини-ТЭЦ мощностью 641 МВт (в ценах 2016 г.)

Размещение Верояность Ограниче- Недоотпуск Потери Ущерб от

мощности ограничения ние электроэнер- мощности нарушений

Наименование объектов нагрузки, отн. нагрузки, гии, млн. в сети, электроснаб-

МРЭ, МВт ед. МВт кВтч МВт жения,

млн. руб.

1. Северная зона 199 0,010093 2,98 34,11 314,95 3413

2. Центральная зона 10 0,003331 2,32 26,85 46,11 2221

3. Юго-Западная зона 182 0,003264 0,07024 2,8704 54,26 342

4. Центрально-Восточная зона 64 0,012206 5,0608 47,401 68,28 23532

5. Центрально-Южная зона 23 0,003792 0,01757 1,956 10,11 1041

6. Восточная зона 163 0,00348 0,001064 0,334 10,72 59

Всего 641 0,035665 10,44967 113,5214 504,43 30608