Реформа электроэнергетики в России

Содержание:

Введение

я эффективность

Актуальность. Из всех отраслей хозяйственной деятельности человека энергетика оказывает самое большое влияние на нашу жизнь. Тепло и свет в домах, транспортные потоки и работа промышленности – все это требует затрат энергии. Наличие света и тепла в домах, детских садах, школах и больницах, вопрос не только социальный, он - самый, что ни на есть политический. Потребности в энергии продолжают постоянно расти. Наша цивилизация динамична. Любое развитие требует, прежде всего энергетических затрат и при существующих формах национальных экономик многих государств можно ожидать возникновения серьезных энергетических проблем. Просчеты в этой области имеют серьезные последствия.

Сложившиеся ситуация в Российской электроэнергетике говорит о необходимости реформирования всей отрасли. Если имеющаяся тенденция будет усиливаться, Россия в скором времени столкнется с энергетическим кризисом. А это нанесет отрасли почти непоправимый финансовый урон, и вообще может встать вопрос об утере энергобезопасности страны

В курсовой работе объектом исследования является энергетическая отрасль в целом, и в России в частности, монополистом в которой является РАО «ЕЭС России».

Предмет исследования – реформа энергетики.

Цель работы заключается в исследовании и анализе проводимых реформ в электроэнергетической отрасли.

В соответствии с поставленной целью были выявлены следующие задачи:

1. Рассмотреть электроэнергетическую отрасль: понятие и основные элементы.
2. Изучить этапы реформы электроэнергетической отрасли 1992-2008 годов
3. Рассмотреть основные направления рыночных реформ в электроэнергетике России
4. Изучить важнейшие итоги реформирования электроэнергетики на современном этапе.

Информационной базой исследования являются основные положения и выводы, сформулированные в научных трудах отечественных и зарубежных исследователей в области электроэнергетики и управления в энергетических отраслях, в промышленности, в частности работы таких авторов как Мхитарян В.С., Архипова М.Ю., Сиротин В.П., Чашкин Ю.Р., Ершова С.А., Коптева Е. П. и др. При написании работы также были использованы материалы периодической печати, статистическая информация и материалы глобальной сети Internet.

Глава 1. Электроэнергетическая отрасль: понятие и основные элементы

1.1 Понятие и элементы электронергетической отрасли

Электроэнергетика является отраслью экономики Российской Федерации, которая включает в себя совокупность экономических отношений, возникающих в процессе производства (в том числе производство в режиме комбинированной выработки электрической и тепловой энергии), передачу электроэнергии, оперативно-диспетчерское управление в электроэнергетика, реализация и потребление электрической энергии за счет использования производственных и иных имущественных объектов (в том числе принадлежащих Единой энергетической системе России), которые принадлежат на собственном праве позвоночника или иным образом предусмотрены федеральными законами субъектами электроэнергетики или другими лицами. Электроэнергетика является основой для функционирования экономики и жизнеобеспечения [1].

В результате реализации основных мероприятий, связанных с реформированием отрасли, структура электроэнергетики стала достаточно сложной. Отрасль состоит из нескольких групп компаний и организаций, каждая из которых выполняет определенную функцию, возложенную на нее.

Основные группы компаний и организаций:

1. Генерирующие компании оптового рынка

2. Сетевые компании

3. Энергосбытовые компании

4. Компании, управляющие режимами единой энергосистемы России

5. Компании, отвечающие за развитие и эксплуатацию инфраструктуры коммерческого рынка (WECM и розничные рынки)

6. Организации, осуществляющие контроль и регулирование в отрасли

7. Потребители электрической энергии, мелкие производители электрической энергии

Рассмотрим основные характеристики групп компаний и их состав.

Группа 1 - Генерирующие компании:

Генерирующие компании - это крупные компании, активами которых являются электростанции различного типа. Всего было создано 20 новых тепловых генерирующих компаний, а также одна генерирующая компания, которая производит электроэнергию и мощность на большинстве гидроэлектростанций в России. Кроме того, есть 1 компания, которая управляет всеми атомными электростанциями в стране. Таким образом, АЭС эксплуатируются Росэнергоатомом, РусГидро владеет практически всеми гидроэлектростанциями. В состав ТЭС входят 6 оптовых генерирующих компаний (ОГК), управляющих крупными ТЭС - ГРЭС; общая установленная мощность каждой из этих компаний составляет более 8 ГВт. Электростанции каждой ОГК расположены в разных регионах России. Также создано 14 территориальных генерирующих компаний, которые владеют средними тепловыми электростанциями и тепловыми электростанциями. Электростанции и ТЭЦ, принадлежащие одной ТГК, расположены на одной территории (1 регион или ряд соседних регионов страны).

В дополнение к этим генерирующим компаниям, есть еще несколько довольно крупных генерирующих компаний, которые не контролировались РАО ЕЭС на момент начала реформы и, следовательно, не меняли собственников. Речь идет о четырех так называемых «независимых» АО-энерго: Татэнерго, Башкирэнерго, Новосибирскэнерго, Иркутскэнерго. Эти компании только формально (через создание своих дочерних компаний) выполнили требование закона о разделении конкурентной и монополистической деятельности. Например, Татэнерго учредило «генерирующую компанию», «сетевую компанию» и «Татэнергосбыт» - в качестве дочерних компаний, осуществляющих соответственно генерирующие активы, сетевые активы и деятельность по продаже энергии в Республике Татарстан. Другие компании из этой четверки сделали то же самое. Многие из оставшихся генерирующих активов находятся под контролем государства, так как они расположены в так называемых неценовых зонах (из-за серьезного дисбаланса в объеме генерирующих мощностей и спроса на электрическую энергию, или из-за замкнутости и небольшой размеры территориальных энергосистем). «Нерыночные» территории удалены от центральных районов страны с развитой электроэнергетической инфраструктурой, территории: территория Дальнего Востока, Камчатка, Чукотка, о. Сахалин, большая часть территории Якутии, Калининградской области, а также территории Республики Коми и Архангельской области. Правда, генерирующие мощности двух последних регионов все еще находятся в частных руках - принадлежат ТГК-2, ТГК-9 и ОГК-3.

Group 2 - Сетевые компании:

Сетевые компании представлены, в первую очередь, гигантской компанией: Федеральной сетевой компанией (ФСК), которая владеет так называемыми магистральными сетями - высоковольтными линиями электропередачи (в основном 220 кВ, 330 кВ, 500 кВ). Условно говоря, это транспортные артерии, соединяющие различные энергетические системы на обширной территории страны, то есть обеспечивающие возможность передачи значительного количества электроэнергии и мощности на большие расстояния между удаленными крупными энергосистемами. Поэтому ФСК имеет стратегическое значение не только для электроэнергетики, но и для экономики всей страны. Поэтому оно контролируется государством, которому принадлежит почти 80% акций компании.

Во-вторых, электросетевые компании представлены крупными межрегиональными распределительными сетевыми компаниями (МРСК), объединенными в единый холдинг - Холдинг МРСК. Время от времени бывают предположения о будущем объединении региональных МРСК, но пока у Холдинга сложная корпоративная структура: региональные МРСК и сама материнская компания, которая владеет крупными пакетами акций в региональных дочерних компаниях. Такая сложная структура не является лучшей формой организации с точки зрения управления, региональные МРСК обладают определенной степенью автономии, и многие процедуры усложняются из-за «мультикорпоративного» характера одной организации. Филиалы Холдинга МРСК:

– МРСК Центра и Приволжья

– МРСК Юга

– МРСК Северного кавказа

– МРСК Волги

– МРСК Урала

– МРСК Сибири

– Тюменьэнерго

– Московская электросетевая компания

– Ленэнерго

– Янтарьэнерго

Последняя группа сетевых компаний - это небольшие территориальные сетевые организации (ТШО). Эти организации, обслуживающие, как правило, электрические сети малых муниципальных образований, могут принадлежать как муниципальным органам власти, так и частным региональным инвесторам. Количество таких организаций велико, но доля их услуг в стоимостном выражении по сравнению со стоимостью услуг Холдинга МРСК и ФСК не столь значительна. Здесь стоит упомянуть о существовании бесхозных сетей - то есть таких электрических сетей, право собственности на которые не передается ни одному владельцу. Это стало возможным в результате многочисленных экономических преобразований, которые потрясли экономику страны в последние десятилетия.

Из-за плохой управляемости и низкого уровня контроля за деятельностью небольших TSO со стороны муниципальных и региональных властей, других государственных органов, а также из-за слабой мотивации нынешних владельцев развивать и поддерживать свою электросеть TSO в необходимом состоянии, существуют Все чаще появляются предложения о поглощении небольших сетевых компаний МРСК. Это, с одной стороны, безусловно идет вразрез с идеями реформирования отрасли (рост числа участников и развитие конкуренции), но с другой стороны, в контексте российской действительности (неэффективность мелких собственников, которые настроены может быть эффективным для краткосрочного использования унаследованного актива с максимальной краткосрочной отдачей в ущерб инвестиционному развитию).

Группа 3 - энергосбытовые компании:

Основными представителями этой группы компаний в отрасли являются эренгосбыты - наследники империи РАО ЕЭС. Это «фрагменты» вертикально интегрированных АО-энерго, которые получили особый статус - статус гарантированного поставщика. Учитывая эту специфику, сегмент продаж энергии, вероятно, является самым нереформированным сегментом из всех.

Помимо гарантированных поставщиков, существуют также независимые энергосбытовые компании. Это, прежде всего, компании, поставляющие электроэнергию и электроэнергию крупным потребителям напрямую с оптового рынка электроэнергии и мощности (WECM). Помимо таких компаний, есть и такие, которые осуществляют деятельность по купле-продаже электроэнергии на розничных рынках. Но таких компаний гораздо меньше из-за особенностей рыночных правил.

Группа 4 - Компании, управляющие режимами единой энергосистемы России:

Это, прежде всего, Системный оператор Единой энергетической системы России (СО ЕЭС), а также ее территориальные подразделения. Системный оператор несет важную «интеллектуальную» нагрузку с технологической точки зрения. Он контролирует режимы электричества в энергосистеме. Его команды обязательны к исполнению для субъектов оперативно-диспетчерского управления (прежде всего, для генерирующих и электросетевых компаний).

В рамках технологически изолированных территориальных энергетических систем режимами управляет отдельная компания, на которую возложены функции оперативно-диспетчерского управления в локальной энергосистеме. Это может быть сетевая организация. (Такая ситуация может быть в изолированных энергетических регионах, например, на северных территориях, в Якутии).

Группа 5. Компании, отвечающие за развитие и эксплуатацию инфраструктуры коммерческого рынка (WECM и розничные рынки):

Сегодня это, во-первых, некоммерческое партнерство «Совет рынка» (NP Market Council), а во-вторых, его дочерние компании: ОАО «АТС» - коммерческий оператор, а Центр финансовых расчетов - центр финансовых расчетов, осуществляющий расчет и взаимозачет взаимных финансовых обязательств и претензий.

NP Market Council, как следует из его названия, представляет собой некоммерческое партнерство, членами которого являются все участники оптового рынка электроэнергии и мощности (WECM). Он разрабатывает и дорабатывает соглашение о присоединении к торговой системе оптового рынка, которое является обязательным для всех участников WECM. Настоящий договор, принимая во внимание приложения к правилам WECM, определяет правила, порядок функционирования WEMP, подробно описывая различные процессы, порядок расчетов и т. Д. Соглашение о слиянии должно соответствовать Правилам оптовой торговли. Рынок, утвержденный Правительством Российской Федерации, а также другие нормативно-правовые акты. При внесении изменений в правила WECM также вносятся изменения в соглашение о слиянии. Важные решения принимаются и утверждаются наблюдательным советом Совета рынка. Совет рынка также разрабатывает правила функционирования розничных рынков (в пределах своей компетенции) и отвечает за развитие отрасли на основе баланса интересов субъектов электроэнергетики.

ОАО «АТС» является коммерческим оператором оптового рынка. Организует работу рынка и взаимодействие участников рынка.

ЗА "ЦФР" проводит финансовые расчеты на рынке.

Группа 6 - Организации, осуществляющие контроль и регулирование в отрасли:

Контроль и регулирование в отрасли в пределах их полномочий осуществляется различными исполнительными органами: как Российской Федерацией, так и ее субъектами. Министерство энергетики оказывает непосредственное влияние на процессы в отрасли. Значительную роль играют Федеральная служба по тарифам (ФСТ), Министерство экономического развития, непосредственно Правительство Российской Федерации, а также Ростехнадзор, госкорпорация Росатом и другие. тарифные комитеты и др.).

Группа 7 - Потребители электрической энергии, мелкие производители электрической энергии:

Это совокупность предприятий различных масштабов, организаций - субъектов экономики Российской Федерации, а также граждан страны, занимающихся потреблением электрической энергии для собственных нужд.

С точки зрения современной структуры отрасли все потребители можно разделить на потребителей розничных рынков (самая большая группа) и потребителей оптового рынка. Только крупные предприятия, принявшие ряд необходимых мер, могут стать потребителями оптового рынка: установив АИИС КУЭ (автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электрической энергии), предпринял ряд организационных мер для получения статуса WECM и получить допуск к WECM. Поскольку все эти меры требуют финансовых вложений, их эффективность для каждого конкретного потребителя должна проверяться отдельно.

Поскольку рынок электрической энергии и мощности в России начал функционировать совсем недавно, и стимулов для активного развития малых электростанций практически нет, мелкими производителями электрической энергии являются в основном промышленные предприятия, которые имеют небольшую (в масштабах ОРЭМ) тепловую энергию. ТЭЦ, чаще всего ТЭЦ, которые были построены во времена СССР с целью удовлетворения собственных производственных потребностей в энергоресурсах (электрической тепловой энергии). Поскольку производство во многих отраслях экономики значительно сократилось после распада СССР, такие предприятия смогли продавать излишки произведенной электроэнергии и мощности другим потребителям. Эти предприятия становятся поставщиками на розничных рынках. Ввиду изменений в Федеральном законе № 35-ФЗ, которые были внесены в июле 2010 года, уже с 2011 года многие из этих производителей будут обязаны покупать и продавать электрическую энергию и мощность на WEMM. Таким образом, количество розничных производителей, которое все еще невелико, будет сокращено до незначительного количества.

Объектом нашего исследования является ОАО «Тюменская энергосбытовая компания», относящееся к 3-й группе. Поэтому давайте более подробно остановимся на концепции и сущности продаж энергии.

Продажа энергии - это коммерческая деятельность по продаже электроэнергии. «Энергосбыт» также является сокращенным названием организаций, которые занимаются прямой продажей электроэнергии потребителям. И это может быть как приобретенное электричество, так и произведенное.

Основными составляющими продаж энергии являются:

- торговля энергией или покупка энергии у производителя оптом и в розницу;

- заключение договоров с потребителями на передачу электрической энергии и взаимодействие с сетевыми организациями;

- проведение работ на розничном рынке - заключение договоров на поставку энергии, мониторинг показаний счетчиков, расчет количества электроэнергии и начисления платы за фактическое и плановое потребление электроэнергии, выставление счетов потребителям, прием платежей и принятие мер по взысканию долгов.

С 2005 года продажи энергии перестали существовать как вид деятельности (как филиал или подразделение) в энергетических компаниях: АО-Энерго (Мосэнерго, Белгородэнерго, Смоленскэнерго и др.), Муниципальные организации, занимающиеся продажей и продажей электрической и тепловой энергии. энергетика, а также дочерние предприятия РАО "ЕЭС России".

В 2004-2005 годах российский энергетический сектор был реструктурирован. В результате подразделения энергосбытов АО-Энерго были разделены на отдельные юридические лица. Акции многих сбытовых компаний, образованных в результате этой реформы, были выкуплены РАО "ЕЭС России" на аукционах еще до того, как основная деятельность компании прекратилась в июле 2008 года.

В связи с запретом на соединение в рамках одного юридического лица или нескольких аффилированных лиц «естественно-монопольных» (осуществляющих передачу и диспетчирование электрической энергии) и «конкурентных» (осуществляющих генерацию и сбыт электрической энергии) видов деятельности, большая часть муниципальных энергетических компаний были разделены, и из их состава были выделены энергосбытовые компании.

Энергосбытовые компании, которые осуществляют деятельность по энергоснабжению потребителей, в случае необходимости могут получить статус гарантирующего поставщика. Согласно Постановлению Правительства № 530 от 1 сентября 2006 года первые организации, получившие такой статус, начали выполнять свои функции уже с 1 января 2008 года.).

1.2 Реформа электроэнергетической отрасли 1992-2008 годов

Единая энергетическая система России (ЕЭС России) представляет собой совокупность объектов промышленного и иного имущества электроэнергетики, связанных единым производственным процессом (включая производство в комбинированном производстве электрической и тепловой энергии) и передачей электроэнергии в условиях централизованного оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике.

В российской электроэнергетике в конце 1980-х - начале 1990-х годов на фоне экономического спада и последующего преобразования социально-экономической системы из плановой социалистической в ​​рыночную нарастали признаки стагнации: возобновлялись производственные мощности. медленнее, чем рост спроса на электроэнергию. В начале 1990-х годов резкое ухудшение общей экономической ситуации в стране привело к значительным проблемам в развитии отрасли:

- по технологическим показателям (удельный расход топлива, средняя эффективность оборудования, работоспособность станций и т. д.) российские энергокомпании отставали от своих аналогов в развитых странах;

- не было стимулов для повышения эффективности, рационального планирования режимов производства и потребления электроэнергии, энергосбережения;

- приток капитала резко сократился и был недостаточным, физический и моральный износ основных фондов отрасли неуклонно рос;

- в некоторых регионах произошли перебои в подаче электроэнергии, наблюдался энергетический кризис, высока вероятность крупных аварий;

- не было платежной дисциплины, дефолты были обычным явлением;

- предприятия отрасли были информационными и финансово «непрозрачными»;

- доступ к рынку электроэнергии фактически был закрыт для новых независимых игроков.

Чтобы изменить текущую ситуацию на рубеже 2000-х годов, было решено провести радикальную перестройку отрасли и ее организационно-управленческой системы на основе опыта зарубежных стран в либерализации электроэнергетики. Реформа отрасли должна была создать систему стимулов для повышения эффективности и инвестиционной привлекательности энергетических компаний, а также привлечения необходимого объема инвестиций в отрасль, снижения уровня участия государства в активах конкурентных секторов (в том числе поколения) и привлечение необходимого объема инвестиций в отрасль для ее дальнейшего развития и модернизации.

Суть реформы состояла, прежде всего, в изменении структуры отрасли: естественные монополистические (передача электроэнергии, оперативное диспетчерское управление) и потенциально конкурентные (производство и продажа электроэнергии, ремонт и обслуживание) сектора были разделены, а вместо прежних вертикальные. интегрированные компании, которые выполняли все эти функции были созданы отдельными компаниями.

Масштабные структурные преобразования в электроэнергетике России затронули довольно длительный период и в конечном итоге привели к внедрению рыночных механизмов функционирования отрасли, однако, не достигнув, однако, всех намеченных целей. Среди значительных промежуточных результатов этих преобразований можно выделить следующие:

- создан конкурентный оптовый рынок электроэнергии (мощности), состоящий из рынка на сутки вперед (DAM) и балансирующего рынка (BR), близких к целевой модели, и аналогичных рынков электроэнергии в других странах с реформированной электроэнергетической отраслью;

- созданы необходимые инфраструктурные организации, обеспечивающие функционирование электроэнергетики в конкурентной среде - «Россети», обеспечивающие централизованное управление и развитие электросетевого комплекса страны; Системный оператор (СО) - единая иерархически выстроенная организация, выполняющая функции оперативного диспетчерского управления в ЕЭС России; коммерческий оператор рынка электроэнергии (мощности) - администратор торговой системы (АТС);

- создана система самоуправления российского рынка электроэнергии (мощности), НП «Совет рынка» (хотя она не полностью отлажена и сильно зависит от государства);

- с использованием инструмента регулируемых договоров (РД) был обеспечен постепенный переход к рыночному ценообразованию для всех категорий потребителей (кроме населения) в европейской части страны, на Урале и в Сибири (кроме изолированных зон) ;

- разработана и внедрена система регулируемых договоров энергоснабжения (ЦДЦБ), обеспечивающая инвестиции в новые генерирующие мощности до запуска и отладки эффективных механизмов долгосрочной оплаты мощности.

Также следует отметить:

- Успешное проведение до приватизации мирового кризиса 2008 года большинства предприятий теплоэнергетики и нескольких успешных генерирующих компаний IPO, продемонстрировавших возможность привлечения частных инвестиций в российскую электроэнергетику через финансовые рынки;

- начало эксперимента (хотя пока не совсем удачного) с запуском механизма регулирования сетевых компаний на основе метода RAB, общепринятого метода регулирования публичных монопольных компаний в мире и обеспечения привлекательности этих компаний для инвестиций. , Однако вопросы эффективного контроля над затратами (включая инвестиции) сетевых компаний (по данным NP Energy Consumer Community NP: общий объем инвестиций в сети за 10 лет превысил 2 трлн рублей, при этом стоимость основных фондов остается 760 млрд рублей В то же время учет амортизации снизился только на 1%. Аналогичные данные свидетельствуют о том, что существует острая необходимость в создании системы контроля над расходами инвестиционных фондов естественных монополий в электросетевом комплексе), планирования их развития на долг с фиксированным сроком.

В то же время реформа электроэнергетики в России не была последовательно завершена и в ряде областей не принесла ожидаемых результатов.

Подводя итог, сложившуюся ситуацию можно охарактеризовать описанием следующих ключевых проблем реформирования электроэнергетики.

1. Отсутствие консенсуса в обществе относительно выбранной модели реформирования электроэнергетики.

Реформа электроэнергетики пока не привела к созданию эффективно работающего конкурентного рынка электроэнергии: в секторах генерации и сбыта рыночные механизмы подвергаются сильному регулирующему вмешательству, что искажает их действие и негативно влияет на действие конкурентных сил, демотивация всех экономических агентов в конце концов.

Несмотря на уже сложившуюся нормативную базу для перехода к конкурентоспособной энергетической отрасли (законы, правительственные нормативные акты, правила и положения) и запуска конкурентного оптового рынка электроэнергии (мощности), попытки пересмотра решений и возвращения к регулируемой электроэнергетике продолжаются. На практике время от времени принимаются несистемные решения, усугубляющие проблемы нормального функционирования рынка электроэнергии и отрасли в целом - прямое вмешательство в процесс рыночного ценообразования; исключение из рыночных цен большого количества генерирующих мощностей; продолжающееся ухудшение конкурентной структуры генерирующих мощностей в результате слияний, приводящее к увеличению рыночной власти отдельных участников рынка и т. д.

Уровень конкуренции на российском рынке электроэнергии (мощности) можно оценить через структуру стоимости электроэнергии для конечного потребителя. Вывод, к сожалению, однозначный - только очень узкий сегмент рынка позволяет говорить о наличии реальной конкурентной среды.

2. Недостатки в проектировании и создании системы рынка электроэнергии (мощности):

- низкий уровень конкуренции на оптовом рынке электроэнергии:

- конкуренция в секторе генерации не превышает 15–20% объемов производства;

- возросла способность использовать рыночную власть благодаря значительной консолидации генерирующих компаний (в том числе с участием государства), в результате чего доля государственного сектора в отрасли оказалась выше, чем предполагалось в целевой модели при реформировании электроэнергетики);

- регуляторное давление на формирование свободных цен на рынках электроэнергии и мощности (как посредством ограничений на подачу ценовых заявок, так и через административные механизмы);

- в созданной структуре рынка электроэнергии (мощности) финансовые механизмы, действующие между участниками рынка, вступили в конфликт с экономической эффективностью комбинированного энергоснабжения (когенерации) потребителей: в данных правилах регулирования рынка, а также с Устаревшая модель теплоснабжения ТЭЦ, они были неконкурентоспособны, случаи недогружены, что увеличивает их предельные издержки и снижает конкурентоспособность на рынке электроэнергии. В целом совокупные финансовые результаты тепловых компаний за последние годы были отрицательными.;

– все необходимые экономические механизмы для обеспечения эксплуатационной надежности еще не запущены;

- полный состав (дополнительных) системных услуг, необходимых для обеспечения надежной работы ЕЭС России в условиях рыночной экономики, не определен, а создание рынков (или других платежных механизмов) для этих услуг не завершено. Многие из этих системных услуг, фактически предоставляемые участниками рынка, предоставляются без адекватной компенсации, что ставит участников в неравные условия конкуренции;

- рынок мощности был отрегулирован, он был сегментирован (в 2007 году - 31 зона свободного потока (ZSP), в 2013 году - 21), и только некоторые из ZSP имеют свободные цены, и в большинстве случаев из-за недостаточной конкуренции (FAS) установить ценовой лимит (ценовой предел);

- не созданы экономические механизмы обеспечения сбалансированной (долгосрочной) надежности энергосистемы в целом;

- слабая связь между верхним (государственные программы) и нижним (инвестиционные программы энергетических компаний) уровнями системы управления развитием электроэнергетики;

- недостаточная координация системы управления развитием электроэнергетики с национальной инновационной системой для обеспечения модернизации отрасли, недостаточные механизмы стимулирования модернизации генерирующего и электросетевого оборудования;

- недофинансирование инвестиций и ремонта привело к критическому износу оборудования;

- отставание и необдуманные решения по реформированию розничных рынков электроэнергии.

3. Неисправленная система государственного регулирования электроэнергии

Система государственного регулирования электроэнергетики не полностью адаптирована для работы в рыночных условиях, и ее решения зачастую обусловлены краткосрочными рыночными условиями, а не объективными экономическими принципами регулирования.

Антимонопольное регулирование: эффективная система мониторинга рынка и антимонопольного регулирования еще не создана; Организационные и аналитические возможности ФАС России (даже с Советом рынка) здесь явно недостаточны.;

Ценовое (тарифное) регулирование: система и функции органов тарифного регулирования электроэнергетики мало изменились в процессе перехода к конкурентной модели электроэнергетики.

4. Стратегическое управление развитием энергетики

В последние годы старый (действующий в условиях директивной плановой экономики) был утерян, а новая система управления перспективным развитием электроэнергетики не была создана.

В отрасли, в отличие от международных партнеров, не существует эффективно работающей системы формирования и координации инвестиционных программ хозяйствующих субъектов (в том числе связанных с перспективными), в которой решения по отдельным субъектам будут привязаны к общей ситуации в отрасли. В связи с этим существует значительная неопределенность в отношении ряда ключевых показателей, в том числе в отношении:

- необходимые уровни (индикаторы) баланса и надежности сети, которые очень сильно влияют на объем вводимых ресурсов и реконструкцию, в первую очередь по генерации по типу, и, соответственно, на потребность в инвестиционных ресурсах;

- обеспечение ресурсами ресурсов газа;

- возможный объем инвестиций в отрасль через все источники инвестиций в сочетании с ограничениями на рост цен и тарифов, устанавливаемыми Минэкономразвития России.

В отсутствие государственных органов, обладающих необходимой компетенцией, вопросы, связанные с будущим развитием электроэнергетики, были сосредоточены в руках системного оператора, ключевой компетенцией которого исторически было оперативное диспетчерское управление. СО обеспечивает надежность энергоснабжения в соответствии с принципом «спрос должен быть удовлетворен любой ценой», в то время как прогноз спроса, подготовленный СО, часто переоценивается. Затраты на такую ​​«сверхнадежность», включая создание и поддержание значительных резервов мощности в генерации и сетях, оплачиваются всеми потребителями, и их мнение практически не учитывается.

Отсутствие конкурентных механизмов воздействия потребителей на поставщиков на рынке электроэнергии является одной из основных причин низкой эффективности рынка и неоправданно быстрого роста цен (тарифов) на электроэнергию, годовой темп роста составляет 7-10%. В 2012 году цена на электроэнергию в России для средних промышленных потребителей составила 0,122 евро за кВт-ч - это значительно выше, чем за рубежом: в 2,5 раза по сравнению с США, с Германией - на 41%, со средней ценой в ЕС - на 25%. Такие искажения цен снижают конкурентоспособность российских промышленных компаний и, как следствие, конкурентоспособность экономики страны в целом.

В то же время потребители не могут выбирать тарифы на электроэнергию, которые соответствуют требуемым уровням надежности. Результатом является необоснованный рост резервных генерирующих мощностей и объектов электросетевого хозяйства в некоторых регионах, соответствующее увеличение затрат на электростанции и сети (при соответствующем росте цен) и в то же время невозможность быстрого технологического присоединения к сетям потребители в других регионах. В этом случае приоритетом для Системного оператора всегда будут вопросы обеспечения надежности, а вопросы экономики и затрат на электроэнергию останутся на заднем плане.

При существующих людских и финансовых возможностях роль органов государственной власти в определении стратегических вопросов развития электроэнергетики остается ограниченной. Развитие электроэнергетики недостаточно согласовано с развитием других инфраструктурных отраслей.

Таким образом, можно сделать следующий вывод: реформа отрасли не оказала существенного влияния на динамику ее состояния.

Глава 2. Анализ итогов реформирования электроэнергетики

2.1 Анализ структурных преобразований

В период с 2004 по 2008 годы в отрасли были проведены масштабные преобразования, и был осуществлен переход от традиционной промышленной модели электроэнергетики к конкурентоспособной модели отрасли с целью достижения большей эффективности ее работы посредством развитие конкурентных отношений в сфере производства и продажи электроэнергии и экономически обоснованное регулирование услуг монопольной инфраструктуры отрасли.

В результате масштабных структурных преобразований структура электроэнергетики в России коренным образом изменилась. Из региональных вертикально интегрированных энергетических систем (АО-энерго) были выявлены потенциально конкурентные виды деятельности по производству и продаже электроэнергии, ремонту и техническому обслуживанию.

В секторе производства электроэнергии были созданы крупные генерирующие компании оптового рынка (ОГК) и территориальные генерирующие компании (ТГК). ОГК объединила крупные конденсационные тепловые электростанции. Тепловые электростанции (ТЭЦ), которые производят как электрическую, так и тепловую энергию, были в основном включены в ТГК. Шесть из семи ОГК были сформированы из тепловых электростанций (ТЭС), а одна (ПАО «РусГидро») из гидроэлектростанций. ОГК были сформированы на экстерриториальной основе и объединяли теплоэлектростанции, расположенные на территориях различных субъектов Российской Федерации, и их состав формировался с учетом необходимости минимизации их рыночной власти в каждой рыночной зоне.

Деятельность естественных монополий, связанная с передачей электроэнергии и оперативным диспетчерским управлением, оставалась в сфере государственного регулирования и находилась под контролем государства.

Основные сети напряжением 220 кВ и выше находятся под контролем Федеральной сетевой компании (ПАО «ФСК ЕЭС»). Распределительные сети были объединены в межрегиональные распределительные сетевые компании, объединенные в холдинг МРСК Холдинг. Позже ПАО «ФСК ЕЭС» и ОАО «Холдинг МРСК» были включены в ПАО «Россети». На основе остальных электрических сетей, принадлежащих крупным промышленным потребителям, региональным, муниципальным и другим владельцам, были созданы многочисленные территориальные сетевые компании..

В составе единого (общероссийского) системного оператора (ОАО «СО ЕЭС») были объединены Центральное диспетчерское управление (ЦДУ), Объединенные диспетчерские управления (ОДУ) и региональные диспетчерские управления бывших АО-энерго.

Во всех областях электроснабжения, включенных в рыночные зоны, были выбраны энергосбытовые компании (в основном созданные на основе бывших АО-энерго), которые были наделены монопольной функцией гарантирующего поставщика (далее - ГП) в областях их деятельность. Задачи ВОП включают поставку и расчет потребленной электроэнергии для всех потребителей, которые к ним относятся.

Формирование рынков

Оптовый рынок электроэнергии

Разделение конкурентной и монопольной деятельности в электроэнергетике позволило создать необходимые структурные условия для запуска конкурентного оптового рынка электроэнергии и мощности. Территория страны, где был введен конкурентный оптовый рынок со свободными ценами на электроэнергию (ценовые зоны), охватила европейскую часть страны и Сибирь с потреблением электроэнергии, составляющим 95% от общего потребления электроэнергии в стране. В отдаленных регионах с изолированными (или со слабыми сетевыми связями с ЕЭС России) системами электроснабжения - это Дальний Восток и некоторые регионы Сибири и европейской части России, рынок и свободные цены не были введены. Оставалась нерыночная тарифная система. Они назывались неценовыми зонами.

В рамках оптового рынка были созданы конкурентные рынки - рынок на сутки вперед (DAM) и балансирующий рынок (BR), близкие к целевой модели и моделям аналогичных рынков в мире. Более того, DAM является первым рынком электроэнергии в Европе с узловыми ценами.

В 2017 году объем продаж в ценовых зонах оптового рынка электроэнергии составил 1027,4 млрд. КВтч в год, 80% этого объема было реализовано в конкурентном секторе (DAM и BR). Регулируемые контракты (нерыночный сектор) составляют около 16%. Остальные бесплатные двусторонние соглашения.

Коробки отбора мощности

В отличие от рынка электроэнергии, страна еще не создала конкурентный рынок электроэнергии с единой равновесной ценой на электроэнергию для поставщиков и покупателей в соответствующих зонах отбора мощности.

Существующий рынок мощности характеризуется различными механизмами отбора мощности, большинство из которых не использует рыночные механизмы ценообразования. В настоящее время подбор / оплата генерирующих мощностей осуществляется посредством:

конкурентный взлет (КОМ) (основной аукцион);

платежи за режим принудительной генерации (регулируемый тариф);

договоры энергоснабжения (ДПМ) ТЭС (нерыночный выбор);

ДЭС АЭС / ГЭС (неконкурентный и нерыночный отбор);

DPM RES (нерыночный отбор);

конкурсный отбор мощности новых генерирующих мощностей (КОМ НПО) (дополнительные локальные аукционы);

бесплатные контракты на продажу электроэнергии (SDM).

Большая проблема до сих пор заключается в значительной разнице в цене между дешевой «старой» и дорогой «новой» емкостью.

Другая проблема заключается в «неуместном» использовании рыночных механизмов - помимо оплаты за генерирующие мощности, потребители оптового рынка финансируют нерыночные расходы - такие как платежи за DPM (заводы по утилизации твердых бытовых отходов) и перекрестное субсидирование для Дальнего Востока, Крыма и Калининградская область, что ухудшает конкурентоспособность оптовых поставок электроэнергии (мощности).

Системные сервисы Рынки

Был создан централизованный механизм выбора системных услуг через системного оператора. Однако механизмы конкурентного отбора не были запущены ни для одного из типов системных услуг.

Розничные рынки электроэнергии

Конкуренция коммерческих распределительных компаний на розничных рынках электроэнергии практически отсутствует. Основные розничные объемы электроэнергии поставляются через гарантированных поставщиков.

Функция гарантирования поставщиков в текущей модели передается торговым компаниям, вступающим в неравную конкуренцию с коммерческими продажами. Коммерческие продажи теряют это. Никто не ведет единой базы данных о потребителях в регионе. Смена несостоятельного гарантирующего поставщика становится проблемой.

По нашему мнению, необходимо пересмотреть модель ГП - оставить ГП на самом деле монопольной функцией поставщика электроэнергии «из последних рук», исключая возможность функционирования ГП в качестве коммерческой распределительной компании, и перейти на модель сети GP. В ряде регионов функции несостоятельных гарантирующих поставщиков временно перед конкурсным выбором нового GP передаются сетевым компаниям. Объединение энергосистем и гарантированных поставщиков, включая их коммерческую деятельность по продажам, еще более усиливает монополизацию розничных рынков в этих регионах. Необходимо, чтобы на розничных рынках конкурировали только коммерческие компании равного размера, а врачи общей практики выполняли только гарантирующие функции и не участвовали в конкуренции.

Необходим запуск новой конкурентной модели розничного рынка электроэнергии, но он все еще находится в стадии обсуждения / разработки.

2.2 Ключевые индикаторы и показатели функционирования электроэнергетики в постреформенный период

Фактическое электропотребление в России за период 2008-2016 гг. выросло на 7,1% , а в ЕЭС России — на 6,9 % (рис. 2.1).

Рис. 2.1. Динамика электропотребления в России и ЕЭС России за период 2008-2017 гг.

Динамика показателей аварийности в электроэнергетике и длительности перерывов электроснабжения потребителей

Благодаря реформе электроэнергетики рост электропотребления в экономике был надежно обеспечен производством электроэнергии при снижении показателей аварийности на генерирующих и электросетевых объектах.

По данным Системного оператора аварийность в целом снизилась, за исключением аварий, связанных с повреждениями (отказами) систем автоматики и телемеханики.

Количество аварий на объектах генерации сократилось с 4,5 тыс. шт. в 2011 г. до 3,8 тыс. шт. в 2017 г., количество аварий в электрических сетях сократилось с 19,6 тыс. шт. в 2011 г. до 15 тыс. шт. в 2017 г. Общие показатели аварийности в ЕЭС России за период 2011-2017 гг. приведены в табл. 2.1.

Таблица 2.1.

Аварийность на электростанциях установленной мощностью 25 МВт и более и в электрических сетях напряжением 110 кВ и выше (в ЕЭС России)

Компании	Количество аварий
	2011 г.	2012 г.	2013 г.	2014 г.	2015 г.	2016 г.	2017 г.
Генерирующие компании	4497	4511	4428	4545	4323	3943	3804
Электросетевые компании	19580	19323	19866	19089	16609	15954	15086

По отдельным видам оборудования динамика аварийности различается. Если аварии на котельном оборудовании сократились, то аварийность турбинного оборудования повысилась. Показатели аварийности по видам поврежденного (отказавшего) оборудования и устройств приведены в табл. 2.2

Таблица 2.2

Аварийность по видам поврежденного (отказавшего) оборудования и устройств

Аварии по видам	Доля от общего количества аварий, %
	2011г.	2012г.	2013г.	2014г.	2015г.	2016г.	2017г.
Электростанции установленной мощностью 25 МВт и более (в ЕЭС России)
Повреждение котельного оборудования	40,6	38,7	33,8	34	28	25,8	20,4
Повреждение турбинного оборудования (всех типов)	18,4	20,4	21,5	21	21	21,7	22,7
Повреждение вспомогательного ТМО	9,1	10	10,8	8	10,5	12,7	9,8
Неправильные действия технологических защит и тепловой автоматики	5,6	5,5	5,4	7	7,5	9	9,6
Повреждение оборудования РУ 110 кВ и выше и трансформаторов	5,2	5,3	7,2	7,5	7,5	7,6	8,1
Повреждение генераторов и синхронных компенсаторов	5	5,2	6,2	5	6	6,6	7,9
Повреждение электротехнического оборудования 6-35 кВ	6	6,7	6,8	6	6	5,3	5,3
Неправильные действия устройств РЗА	4,3	5,1	5,1	4,5	5,5	4,6	7,7
Нарушения в работе СДТУ, систем управления	0,8	1,4	2,5	3	3	4	5,8
Электрические сети напряжением 110 кВ и выше (в ЕЭС России)
ЛЭП 110 кВ и выше	85,7	84,2	84,4	82	76,8	75,6	73,2
Подстанционное оборудование 110 кВ и выше	10,2	10,9	10,7	14	15,9	16,6	17,6
Неправильные действия устройств РЗА	2,9	3,1	2,9	2,7	4	4,6	5,3
Нарушения в работе СДТУ	0,9	1,2	1,2	1	2,9	3,2	3,7

При общем снижении аварийности на объектах электроэнергетики ЕЭС России за период 2011-2017 гг. произошел рост количества аварий, связанных с повреждениями (отказами) систем автоматики и телемеханики на электростанциях и в электрических сетях – УРЗА (устройств релейной защиты и автоматики), СДТУ (систем диспетчерского технологического управления) (табл.2.3).

Таблица 2.3

Аварийность систем автоматики и телемеханики на электростанциях и в электрических сетях

Повреждения (отказы) по видам	Количество аварий
	2011г.	2012г.	2013г.	2014г.	2015г.	2016г.	2017г.
Электростанции
Неправильные действия технологических защит и тепловой автоматики	252	249	234	311	318	347	357
Неправильные действия устройств РЗА	193	230	221	200	233	177	286
Нарушения в работе СДТУ, систем управления	36	63	108	133	127	154	216
Электрические сети
Подстанционное оборудование 110 кВ и выше	1997	2106	2126	2672	2641	2648	2655
Неправильные действия устройств РЗА	568	599	576	515	664	734	800
Нарушения в работе СДТУ	176	232	238	191	482	511	558

В сфере распределительного сетевого комплекса в последние годы также наметилась тенденция к уменьшению аварийности. Так, по данным ПАО «Россети» в 2016 г. в Группе компаний «Россети» в 2016 г. было зафиксировано на 10,3% меньше технологических нарушений в сети 6 кВ и выше, чем в 2015 г., а удельная аварийность снижена на 12% (по сравнению с 2014 г. – на 34%). На 4% (по сравнению с 2014 г. – на 6,7%) снизилась средняя длительность технологических нарушений, связанных с перерывом электроснабжения потребителей (рис. 2.2).

Рис. 2.2 Удельная аварийность и средняя длительность технологических нарушений в сети 6 кВ и выше

Длительность перерывов электроснабжения потребителей в сети 6 кВ и выше в результате технологических нарушений пока заметно различается по отдельным территориям функционирования ДЗО ПАО «Россети» (рис. 2.3).

Рис. 2.3. Средняя длительность перерывов электроснабжения потребителей в сети 6 кВ и выше, в результате технологических нарушений по ДЗО ПАО «Россети» в 2016 г. (час)

Главной причиной нарушений надежности работы электросетевого комплекса является износ оборудования (20,7 % случаев), другими важными причинами являются – воздействие повторяющихся стихийных событий, падение на провода деревьев за пределами охранной зоны ВЛ и недостатки эксплуатации (16,7%, 14,1% и 13,3% соответственно).

2.3 Перспективы дальнейшего реформирования электроэнергетики

Долгосрочные вызовы и возможности для дальнейшего реформирования российской электроэнергетики

Новый технологический уклад

Развитые страны стоят на пороге существенной трансформации своих электроэнергетических систем с переходом к следующему технологическому укладу в энергоснабжении — к интеллектуальной энергетической системе на основе сетецентричных инновационных технологий (Grid Edge Technologies).

Три важнейших тренда технологических изменений, реализуемых в совокупности, существенно меняют в перспективе «правила игры» и парадигму развития энергетики:

расширение сферы электрификации (транспорт, теплоснабжение и др.);

децентрализация, стимулируемая значительным снижением стоимости использования распределенных энергетических ресурсов (РЭР);

цифровизация как сетевых технологий, так и технологий на стороне потребителей (включая Интернет вещей).

В условиях новой энергетики:

стираются традиционные границы между производителями энергии, распределительными сетевыми компаниями и потребителями энергии с усложнением их взаимодействия и технологии управления единой энергосистемой;

растет количество активных потребителей, гибко меняющих режимы потребления и самостоятельно определяющих условия своего энергоснабжения (в т.ч. требования к надежности и качеству, выбор источников энергоснабжения), и потребителей-производителей (prosumers) энергии, продающих избытки энергии в общую сеть;

значительно расширяется использование экономически эффективных распределенных энергетических ресурсов (РЭР). Приближение производства энергии к потреблению снижает затраты на транспорт энергии и потери в сетях. Когенерация и тригенерация значительно повышают эффективность использования топлива;

кардинально меняется роль и принципы построения распределительных систем, которые приобретают черты системообразующего электросетевого комплекса для обеспечения активного спроса (концепции микроэнергосистем и микрогридов). Создаются платформы для интеграции и торговли РЭР;

происходит интеграция систем электро-,тепло-, газо-, хладоснабжения в единую энергетическую метасистему, базирующуюся на инновационных технологиях и интеллектуализации.

Риски консервации старого технологического уклада в российской электроэнергетике

Отказ от инновационного развития энергетики и сохранение традиционного уклада в энергоснабжении:

«законсервирует» технологическую структуру энергетики России, увеличит масштабы технологического отставания и снизит конкурентоспособность ее экономики в долгосрочной перспективе;

«стихийное» и нескоординированное развитие РЭР (включая массовый переход потребителей к собственным (распределенным) генерирующим источникам из-за диспропорций и проблем существующей системы централизованного электроснабжения) создаст большой риск потери ценности активов существующей электроэнергетики, снижения ее доходов и надежности работы.

Перспективная модель рынка электроэнергии

Поскольку основные технологические трансформации и изменения рыночных механизмов ожидаются на уровне распределительных сетей и розничных рынков, дальнейшие шаги и перспективы развития модели рынка электроэнергии в России будут связаны прежде всего с разработкой перспективной модели розничного рынка электроэнергии и ее интеграцией с моделью оптового рынка электроэнергии, трансформированной с учетом новых условий.

Задача создания такой модели розничного рынка была поставлена в 2016 г. Правительством РФ, которое поручило разработать «предложения по перспективной модели розничного рынка электроэнергии с применением интеллектуальных распределительных сетей, объектов распределенной генерации, в т.ч. объектов ВИЭ, накопителей э/э, потребителей с собственной генерацией и потребителей с управляемой нагрузкой».

Представляется, что важнейшими целями перспективной модели розничного рынка электроэнергии должны стать:

Создание экономических условий и новых рыночных механизмов для:

активного вовлечения потребителей в работу энергетических рынков;

сбалансированного развития и экономически эффективной интеграции распределенных энергетических ресурсов в «большую» энергосистему.

Интеграция технологических (электро-, тепло-, газо-, хладоснабжения) и инфраструктурных систем (информационных, телекоммуникационных и др.), в том числе переход к интегрированному планированию развития смежных инфраструктур в регионах России..

Заключение

бюджет акциз налогообложение уплата

На основании проведенного исследования можно сделать следующие выводы:

Электроэнергетика является важнейшей инфраструктурной частью экономики, обеспечивающей производство электроэнергии; крупнейший потребитель топливных ресурсов с наибольшим потенциалом для их взаимозаменяемости, играющий ведущую роль в формировании топливно-энергетического баланса страны и регионов; самая сложная техническая система со строгими законами эксплуатации и высокой централизацией оперативно-диспетчерского управления процессами производства и передачи электроэнергии; а также это большая экономическая система, объединяющая множество хозяйствующих субъектов различных форм собственности. Любые просчеты в этой области имеют тяжелые, непоправимые последствия.

Нынешняя ситуация в российском энергетическом секторе говорит о необходимости реформирования всей энергетической отрасли. Государственное регулирование цен привело к необоснованному увеличению себестоимости продукции. Энергетические компании не заинтересованы в снижении затрат. Тариф, установленный региональной энергетической комиссией, не покрывает все расходы региональных энергетических компаний, у многих из них нет средств даже для поддержания системы в рабочем состоянии. А это, в свою очередь, приводит к низкой инвестиционной привлекательности. Неплатежи, а также тот факт, что АО-энерго и РАО "ЕЭС России" часто вынуждены поставлять электроэнергию на бартерной основе, что приводит к нехватке денежных средств в системе в целом. В результате ухудшается финансовое состояние предприятий, ухудшается техническое состояние оборудования. Уже сейчас есть проблемы из-за износа оборудования. В будущем деградация оборудования будет быстро увеличиваться. В результате может возникнуть вопрос об энергетической безопасности страны. Это также приводит к «отпугиванию» потенциальных инвесторов.

Нынешнее положение дел не устраивает ни стороны, ни потребителей, ни энергетиков, ни государство. Потребителей не устраивает тот факт, что цена на электроэнергию растет с каждым годом, и никто не может гарантировать им надежное и бесперебойное энергоснабжение. РАО ЕЭС находится в плену у правительства, которому принадлежит контрольный пакет акций, а государство регулирует деятельность энергетического холдинга и устанавливает цены на его услуги и продукты. Государство, в свою очередь, недовольно необоснованным увеличением расходов, которые им приходится покрывать.

Все это указывает на то, что перестройка всей системы уже необходима. Есть много моделей реформ, которые используются в разных странах. Самым успешным, на мой взгляд, является скандинав. Но ни одна из моделей не может гарантировать успех.

Прежде всего, необходимо тщательно разработать законодательную и нормативную базу. Для эффективной работы электроэнергетики необходимо обеспечить оптимальный баланс межотраслевых, системных и корпоративных требований, которые в полной мере отражают интересы двух основных сторон, вовлеченных в процесс управления: государства и бизнеса. В то же время необходимо учитывать существенные различия между государственными и бизнес-требованиями для управления эксплуатацией и развитием отрасли, что подразумевает различные подходы к организации операционной, экономической и будущей деятельности в электроэнергетике.

Правительство уже предприняло шаги для начала энергетической реформы. В результате реформы появится свободный рынок и конкуренция в производстве, транспортировке и продаже электроэнергии. Цены будут устанавливаться на основе спроса и предложения на рынке, а конкуренция будет способствовать снижению затрат, внедрению новых технологий (которые снизят стоимость электроэнергии) и желанию предложить более выгодные и удобные условия энергоснабжения. ,

Во многом успех реформы будет зависеть от рядовых потребителей. Необходимо понимать, что электричество - это товар, за который нужно платить, и который нужно ценить, он бережно относится к природным ресурсам. К сожалению, мы привыкли к тому, что электричество является общественным благом, о котором не нужно заботиться, и к тому, что отключение электроэнергии - обычное дело. К сожалению, энергетический сектор не чувствует ответственности перед потребителями. Начавшаяся реформа должна изменить эти представления. Мы увидим результаты через 2-3 года..

Список использованной литературы

1. Крыс Г.И., Мординова М.А. Развитие альтернативных источников энергии в решении глобальных экологических проблем // Проблемы мировой экономики. Известия МГЭА. 2016. № 2 (82) с. 132-136.
2. Горлачев В.Ю., Эколого-энергетический аспект качества жизни / Философия гуманитарного вектора. 2015. № 3 (31) с. 58-62.
3. Балонов М.И., Брук Г.Я., Голиков В.Ю., Еркин В.Г., Звонова И.А., Пархоменко В.И., Шутов В.Н. Облучение населения Российской Федерации в результате аварии на Чернобыльской АЭС // Радиация и риск , 1917, выпуск 7 с. 39-71.
4. Газиев И.Я., Крышев А.И. Модельные расчеты радиоактивного загрязнения окружающей среды и оценка доз облучения населения района наблюдения Балаковской АЭС / Радиация и риск. 2015. Том 20. № 2 с.47-57
5. Орехов В.Ф., Краснов А.Н., Проблемы Чебоксарского водохранилища «Проект 68» - прыжок с разбега на гигантских граблях / Астраханский вестник экологического образования № 3 (25) 2018. с. 170-184.
6. Каюмов А.А. Об оценке воздействия на окружающую среду для населения проекта «Завершение проектной документации« Строительство Чебоксарской ГЭС на реке Волге »в условиях поднятия уровня Чебоксарского водохранилища до уровня нормального удерживающего уровня 68 метров» / Астраханский журнал экологического образования №4 (26) 2018. с. 231-253.
7. Лобачева Г.К., Смотрова О.Г., Гучанова И.Ж., Филиппова А.И., Колодницкая Н.В., Сметанин В.И. Состояние поверхностных и подземных вод Волгоградской области и пути их защиты от загрязнения / Вестник ВолГУ. Серия 10. Выпуск 6. 2018 с. 101-109
8. Лукьянчикова Н.П. Стратегия и перспективы развития энергосистемы России / Региональное и отраслевое развитие Новостей МАГАТЭ. 2016. № 1 (46) с. 31-38
9. Брухан, А.Ф. Области техногенного воздействия тепловых электростанций / Вестник Российского государственного университета. И. Кант. 2017. Том. 1. С. 16-22.
10. Коваленко А.М., Касимов А.М., Ковалев А.А., Утилизация отходов тепловых электростанций в Украине с использованием пылевидного угля и жидкого топлива / Вестник ХНАДУ, вып. 52, 2015 с. 72-77.
11. Ушаков И.Б., Давыдов Б.И., Зуев В.Г. «Экологические и энергетические составляющие в системе национальной безопасности: противоречия», Экология человека 2014
12. Кузнецов Г.В., Литвак В.В., Максимов В.И., Математическое моделирование процессов биологического загрязнения технологических резервуаров тепловых электростанций / Вестник Томского политехнического университета. 2019. Т. 314. №4 с. 16-20.
13. Малиновская, О.В. Государственные и муниципальные финансы: Учебное пособие / О.В. Малиновская, И.П. Скобелева, А.В. Бровкина. - М.: КноРус, 2017. - 480 c.
14. Мысляева, И.Н. Государственные и муниципальные финансы: Учебник / И.Н. Мысляева. - М.: НИЦ ИНФРА-М, 2017. - 393 c.
15. Мысляева, И.Н. Государственные и муниципальные финансы: Учебник / И.Н. Мысляева. - М.: НИЦ ИНФРА-М, 2016. - 393 c.
16. Миляков, Н.В. Налоги и налогообложение: электронный учебник / Н.В. Миляков. - М.: КноРус, 2016. - 656 c.
17. Налоговое регулирование ввоза/вывоза товаров. - М.: Центр экономики и маркетинга, 2018. - 200 c.