2. Технико-экономические показатели технологических процессов производства энергии

Независимо от вида электростанций, технологический процесс можно характеризовать по двум параметрам: потребление ресурсов и объем производства энергии. Небольшой объем настоящей контрольной работы позволяет лишь в общих чертах охарактеризовать технико-экономические показатели этих двух сторон производства электроэнергии. Также к технико-экономическим показателям производства энергии следует отнести финансовое состояние энергетической отрасли России и тарифы реализации энергии.

Гидроэлектростанции

В 2004 г. производство электроэнергии гидроэлектростанциями РФ выросло по сравнению с 2003 годом на 6,1%, доля ГЭС в структуре производства электроэнергии увеличилась на 0,9%. За 2004 год выработка электроэнергии ГЭС составила 98,3 млрд. кВтч (выше уровня 2003 г. на 8,6 %), из них на ГЭС федерального уровня – 54,3 млрд кВтч, что больше, чем за 2003 г. на 7,5%, на ГЭС АО-энерго – 44 млрд кВтч, больше - на 10%[2].

Мощность гидроэлектростанции зависит от расхода воды и высоты ее падения. Это означает, что даже реки с небольшим расходом воды могут производить большое количество энергии, если высота падения достаточно большая.

Мощность(кВт) = 9,8 x объем воды (куб.м/с) x высота падения (м).

На морских побережьях источником энергии могут служить приливы и отливы. Начиная с 1966 года, два французских города полностью удовлетворяют свои потребности в электроэнергии за счет приливных электростанций. Гигантскую приливную волну создает притяжение Луны. Приливная волна вращает турбины, связанные с электрическим генератором, как на обычных ГЭС.

КПД гидроэлектростанций составляет 60—70%, т. е. 60—70% энергии падающей воды преоб­разуется в электрическую энергию.

Сооружение гидроэлектростанций обходится до­рого, и они требуют эксплуатационных расходов, но зато работают на «бесплатном топливе». Первоисточ­ником гидроэнергии служит Солнце, испаряющее воду из океанов, морей, озер и рек. Водяной пар конденсируется в виде осадков, выпадающих в воз­вышенных местах, с которых конденсированная вода стекает вниз в моря. Гидроэлектростанции встают на пути стока и преобразуют энергию движущейся воды в электрическую.

Тепловые электростанции

Основными видами топлива для тепловых электростанций являются уголь, мазут и природный газ. В структуре топлива доля потребления угля составляет 28%, доля мазута – 4,5%, доля газа – 67,1%[3].

Большое внимание в 2004 г. уделялось вопросам обеспечения необходимых запасов топлива на электростанциях России. На 1 октября 2004 г. задания по накоплению запасов топлива в целом по единой энергосистеме России были перевыполнены: запасы угля составили 24,14 млн т, мазута 3,27 млн т при задании 20,5 и 3,17 млн т. На электростанциях федерального уровня запасы угля превысили задание на 14,7%, мазута на 10,6% и уровень 2003 г. соответственно в 2,2 раза и 1,88 раза.

Атомные электростанции

В 2004 г. атомными станции России было выработано 137 млрд кВтч электроэнергии, что составило 103,2% от плана и 104,7% от выработки 2003 г. При этом средний коэффициент использования установленной мощности (КУИМ) на российских АЭС был равен 70,3% против 69,1% в 2003 г. По мнению специалистов концерна «Росэнергоатом», причина низкого КИУМ российских станций – в блоках, которые стоят в длительной реконструкции. На десяти АЭС России используется 30 энергоблоков суммарной установленной мощностью около 22242 МВт, в том числе восемь ВВЭР-1000, шесть ВВЭР-440, одиннадцать РБМК-1000, четыре ЭГП-6, а также один реактор на быстрых нейтронах. В настоящее время в плановом ремонте находятся 4 энергоблока суммарной мощностью 3452 МВт. Впервые после долгого перерыва был введен в эксплуатацию новый энергоблок – первый блок Волгодонской АЭС[4].

В 2004 г. на атомных станциях России не было зафиксировано ни одного нарушения, классифицируемого в пределах международной шкалы оценки ядерных событий (INES).

В последние годы доля АЭС в производстве электроэнергии в России постоянно возрастает: если в 2000 г. атомными электростанциями было выпущено всего 10,4% произведенной в России электроэнергии, то в 2004 г. – уже 15,4%. По оценкам специалистов министра РФ по атомной энергии, доля атомных станций в производстве электроэнергии в России должна удвоиться к 2015 г. и составить 30-35%. Долгосрочные государственные интересы в энергетической отрасли ориентированы на развитие электро- и теплогенерации на ядерных энергоблоках. К 2007 г. выработка на АЭС России должна возрасти на 34% и достичь 174 млрд кВтч.

Финансовое состояние отрасли

Одной из основных проблем российских энергетических компаний остаются неплатежи за потребленную электроэнергию. Объем задолженности потребителей по состоянию на 1 января 2005 г. превышал 92,6 млрд руб. В т.ч. долги потребителей, финансируемых из местных бюджетов, составляли 15,6 млрд руб., предприятий ЖКХ – 35,4 млрд руб., оптовых потребителей-перепродавцов – 23 млрд руб. Задолженность федеральных потребителей в течение 2004 г. снизилась почти в 2 раза, однако значительной осталось задолженность Министерства обороны – 1,5 млрд руб. (без учета пени). Низкий уровень оплаты энергии предприятиями ЖКХ связан с тем, что в большинстве региональных и муниципальных бюджетов средства для расчетов с энергопредприятиями не запланированы в достаточном количестве. При этом предусмотренные в бюджетах средства на оплату энергии не являются защищенными статьями расходов, что приводит к перераспределению выделенных средств на другие цели. Кроме того, в бюджетах часто не предусмотрены средства для компенсации разницы в тарифах на теплоэнергию для населения и для возмещения выпадающих доходов энергопредприятий от предоставления льгот и субсидий. В январе 2005 г. уровень оплаты электро- и теплоэнергии составил 90%.

Предприятиям РАО "ЕЭС России" в 2004 г. удалось обеспечить сбор платежей за тепло- и электроэнергию на уровне 104% от начисления. Это позволило РАО "ЕЭС России" не только получить плату за текущее энергопотребление, но и в течение года снизить дебиторскую задолженность потребителей почти на 20 млрд руб. Одной из главных причин снижения дебиторской задолженности РАО "ЕЭС России" является сокращение долгов потребителей, финансируемых из Федерального бюджета более чем в 2,5 раза - с 12 млрд руб. до 4,5 млрд руб.

Несвоевременная и неполная оплата энергии потребителями приводит к образованию дефицита денежных средств у предприятий, что ведет к снижению рентабельности производства и не позволяет энергокомпаниям вовремя осуществлять текущие расчеты, в том числе и по заработной плате. Из-за тяжелого финансового состояния некоторые региональные энергосистем в 2004 г. не смогли в полном объеме рассчитаться за электроэнергию, полученную с Федерального оптового рынка. Кроме того, не имея средств для пополнения запасов топлива, энергопредприяти вынуждены экономить накопленные запасы[5].

Тарифы на электроэнергию

Тарифы на электроэнергию, производимую тепловыми электростанциями, складываются из стоимости сырья (уголь, газ, мазут), железнодорожных тарифов на его перевозку и стоимости непосредственно производства электроэнергии. Действующие тарифы на электроэнергию в большинстве регионов не соответствуют действительным расходам энергетических компаний в связи с тем, что темпы роста цен на топливо и железнодорожные перевозки обгоняют темпы роста тарифов[6].

Так, в 2004 г. средние фактические цены на газ увеличились на 20%, на уголь – на 26%, повышение железнодорожных тарифов составило: на перевозку мазута – на 61%; на перевозку угля – на 30%. При этом средний тариф на отпущенную электроэнергию вырос лишь на 29,3%.

Таблица 1.

Индексы цен производителей по отдельным отраслям промышленности в 2004 году, на конец периода, %

В 2005 г. данная тенденция продолжилась. Так, в январе 2005 г. ОАО «Приморскуголь» увеличило отпускные цены на 14%, ОАО «Воркутауголь» – на 54%. По расчетам экспертов, в течение первого полугодия 2005 г. цены на уголь в среднем увеличатся на 18%, на мазут - на 15%. Кроме того, с 15 февраля увеличены цены на газ. Вместе с этим, по предложению Минэкономразвития и торговли РФ, тарифы на электроэнергию, отпускаемую с ФОРЭМ, в 2005 г. должны быть увеличены на 32% с учетом планируемого с 1 марта повышения тарифов на 20%. В результате среднегодовой тариф на энергию в 2005 г. составит 61,1 коп. за кВтч. (в 2004 г. – 47,7 коп., рост 28,1%). При таком уровне тарифов убыточными окажутся 15 АО-энерго, входящих в РАО "ЕЭС России" (в 2004 г. - 10), еще 16 энергопредприятий будут низкорентабельными (это на 23% больше, чем в 2003 г.)[7].

За период 1993-2004 гг. средняя рентабельность энергопредприятий снизилась в 2 раза (с 24% до 12%), увеличилось число убыточных и низкорентабельных АО-энерго. Кроме того, при действующем порядке тарифообразования предприятия энергетики не могут обеспечить финансирование инвестиционных проектов за счет собственных средств.

Таблица 2.

Тарифы на продукцию электроэнергетики, коп./кВтч

Таблица 3.

Динамика цен производителей на отпущенную электроэнергию

В 2004 г. среднеотпускной тариф атомных станций концерна "Росэнергоатом" без учета ценовой ставки концерна вырос на 23,9% и составил 194,51 руб./тыс. кВтч против 156,98 руб./тыс. кВтч в 2003 г. Среднеотпускной тариф АЭС России с учетом ценовой ставки концерна "Росэнергоатом" составил 332,31 руб./тыс. кВтч.

Экспорт электроэнергии

Общий объем экспорта Российской электроэнергии в 2004 г. составил 18,5 млрд кВтч, что на 4,4 млрд кВтч или на 31,2% больше по сравнению с 2003 г. При этом в дальнее зарубежье поставлено 8,8 млрд кВтч электроэнергии против 5,5 млрд кВтч в 2003 г., в страны СНГ - 9,7 млрд кВтч (8,6 млрд кВтч).

Таблица 4.

Экспорт электроэнергии, млрд кВтч

В 2001-2002 гг. произошло сокращение объемов экспортных поставок электроэнергии по сравнению с 2000 г. на 29%, что было вызвано установлением более жестких финансовых требований к экспортной деятельности. В 2003-2004 гг. Россия начала постепенно увеличивать объемы экспортных поставок электроэнергии платежеспособным потребителям. Причем, как отмечают в компании, рост в основном обеспечен увеличением поставок в страны дальнего зарубежья (на 3,3 млрд кВтч.). Главное условие возобновления экспорта и увеличения объема поставок в страны СНГ на 1,1 млрд кВтч - полная текущая оплата и снижение задолженности этих государств перед Россией. С начала 2004 г. России удалось добиться сокращения задолженности Украины с 54,7 млн долл. до 39,7 млн долл., Казахстана - с 414,3 млн долл. до 296 млн долл., Белоруссии - с 22,2 млн долл. до 9 млн долл. В целом за 9 месяцев 2004 г. долги стран ближнего зарубежья перед РАО "ЕЭС России" уменьшились на 146 млн долл.

С 2005 г. Россия планирует экспортировать электроэнергию в Молдавию. Электроэнергия будет поставляться через территорию Украины в объеме 30-50 млн кВтч в месяц.

Также в 2004 г. РАО "ЕЭС России" подписало соглашение об экспорте электроэнергии в Азербайджан. Планируется, что в Азербайджан будет поставляться до 3 млрд кВтч электроэнергии в год.

3. Перспективы развития получения энергии и ее использования

Перспективы развития получения энергии и ее использования в России определяются Концепцией энергетической политики России[8]. Вот ее основные положения.

Разработки коллективов отраслевых и академических институтов легли в основу Концепции энергетической политики России в новых экономических условиях. Концепция была представлена на рассмотрение в Правительство России рядом организаций - Минтопэнерго, Минэкономики, Миннауки России и Российской академией наук. Правительство Российской Федерации одобрило основные положения концепции на заседании правительства от 10.10.2002 и после доработки проект документа был передан в Верховный Совет России[9].

Для реализации энергетической политики России в рамках комплексной энергетической программы было предложено несколько конкретных федеральных, межотраслевых и научно-технических программ. Среди основных программ предложены следующие:

§     Национальная программа энергосбережения. Результатом осуществления этой программы должна явиться ежегодная экономия в 50-70 млн. тонн условного топлива к 2010 году. В подпрограмме предлагается несколько принципиально новых мер экономии первичных энергоресурсов, но и по замещению дефицитных видов энергоносителей на более дешевые и доступные. Предлагается, например, модернизировать нефтеперабатывающие заводы, улучшить переработку природного газа. Также здесь предлагается полностью использовать попутный газ, который в настоящее время попросту сжигается в факелах. Предполагается, что эти меры дадут эффект, соизмеримый с ежегодными размерами рентных платежей отраслей ТЭК.

§     Национальная программа повышения качества энергоснабжения. Здесь предусмотрено повышение потребление энергии в бытовом секторе, газификация целых регионов, средних и малых населенных пунктов в сельской местности.

§     Национальная программа по защите окружающей среды от вредных воздействий энергетики. Целью программы является снижение в несколько раз выбросов газов в атмосферу, прекращение сброса вредных веществ в водоемы. Полностью отвергается здесь и идея равнинных ГЭС.

§     Национальная программа поддержки обеспечивающих ТЭК отраслей. Здесь предусматривается развитие энергостроения, предусмотренна подпрограмма по улучшению подготовки специалистов.

§     Газоэнергетическая программа "Ямал". Программа предусматривает развитие газовой промышленности, рост производства конденсата и углубление нефтепереработки, реконструкцию электроэнергетики и системы теплоснабжения.

§     Программа освоения восточно-сибирской нефтегазовой провинции. Предполагается создать новый нефтегазодобывающий регион с годовой добычей 60-100 млн. тонн нефти, 20-50 млрд. м3 газа, мощную нефте- и газотерерабатывающую промышленность. Развитие восточно-сибирской нефтегазовой провинции позволит России выйти на азиатско-тихокеанский рынок энергоносителей с экспортом 10-20 млн. тонн нефти и 15-20 млрд. м3 природного газа в Китай, Корею, Японию.

§     Программа повышения безопасности и развития ядерной энгетики. Предусмотрено использование компонентов ядерного оружия в электроэнергетике, создать более безопасные реакторы для АЭС.

§     Программа создания Канско-Ачинского угольно-энергетичекого комплекса, ориентированного на экологически приемлемое и экономически эффективное использование бурого угля для производства электроэнергии в огромном регионе России: от Урала и Поволжья на западе до Приморья на востоке.

§     Программа альтернативного моторного топлива. Предусмотрен крупномасштабный перевод транспорта на сжиженный газ.

§     Программа использования нетрадиционных возобновляемых источников энергии. При вводе мировых цен на энергоносители независимое энергоснабжение коттеджей, ферм и даже отдельностоящих городских домов становится экономически выгодным. Планируется, что рост использования нетрадиционных возобновляемых видов энергоресурсов для местного энергоснабжения к 2003 году достигнет 10-15 млн. тонн условного топлива.

§     Научно-техническая программа "Экологически чистая энергетика" на период 2002-2006 г.г. Предусмотрено создание технологий и оборудования, с помощью которых должна быть обеспечена безопасность , в том числе экологическая при производстве топлива, электрической и тепловой энергии.

Опишем вкратце современное состояние энергетической отрасли России, и перейдем к описанию перспектив ее развития.

Электроэнергетическая отрасль России занимает 4 место в мире по установленной мощности после США, Китая и Японии и является одной из базовых отраслей экономики страны. На сегодняшний день доля электроэнергетики в ВВП России составляет 10-11%, что говорит о высокой электроемкости промышленности. С 1990 г. электроемкость продукции возросла на 27%.

В настоящее время в России функционируют более 700 тепловых и гидроэлектростанций и 9 атомных электростанций. Общая установленная мощность российских электростанций на 1 января 2004 г. составляет 213,9 млн кВт. Общая протяженность линий электропередачи составляет 2665 тыс. км, в т.ч. напряжением более 35 кВ – 645 тыс. км.

Основу российской электроэнергетики составляет РАО «ЕЭС России», которое производит около 70% всей электроэнергии в РФ. Установленная мощность электростанций РАО «ЕЭС России» составляет 155,1 млн кВт (72,5% от общей установленной мощности электростанций России). РАО «ЕЭС России» состоит из шести крупных объединенных энергосистем. Кроме того, существует несколько автономных энергоуправлений, которые не входят в состав «ЕЭС». Независимыми энергосистемами остаются «Татэнерго», частично - «Башкирэнерго» и «Иркутскэнерго».

Основными проблемами энергетического комплекса России являются:

- снижение запасов углеводородного сырья, являющегося основным видом топлива для тепловых электростанций;

- снижение рентабельности АО-энерго вследствие низких тарифов на электроэнергию, не способных компенсировать затраты предприятий на ее производство, и сохраняющихся неплатежей со стороны потребителей;

- низкая инвестиционная активность предприятий электроэнергетики, обусловленная отсутствием средств на ввод новых мощностей.

В 2004 г. производство электроэнергии в России выросло на 1,4%, теплоэнергии – на 0,9%. Как и в предыдущие годы основной прирост производства электроэнергии обеспечили атомные и гидроэлектростанции, производство электроэнергии тепловыми электростанциями сократилось на 0,7%. Это обусловлено значительным ростом цен на топливо для ТЭС, что не позволяет им работать на прежнем уровне рентабельности.

Согласно Энергетической стратегии России на период до 2020 г., разработанной Министерством энергетики РФ в 2001 г. и пересмотренной в начале 2003 г., к 2020 г. предполагается увеличение выработки электроэнергии в 1,4-1,8 раза по сравнению с 2003 г.

Рис. 6. Динамика производства электроэнергии в России, млрд кВтч

В следующей таблице приведены цифры, характеризующие объемы производства энергии в России за последние несколько лет[10].

Таблица 5.

Производство электрической и тепловой энергии в России

Также можно проиллюстрировать современную структуру энергетической отрасли страны.

Таблица 6.

Структура производства электроэнергии в России

Для наглядности проиллюстрируем данные этой таблицы графически (рис. 7).

Рис. 7. Структура энергетической отрасли России в 2004 году

Большинство предприятий отрасли нуждается в модернизации и замене части производственных мощностей, для чего требуются значительные средства. За последнее десятилетие объем инвестиций в электроэнергетике снизился в 5 раз со 120 млрд руб. до 30 млрд руб. в сопоставимых ценах. Если в 70-е годы прошлого века ежегодный ввод генерирующих мощностей составлял 70 млн кВтч, в 80-е он сократился до 55 млн кВтч, а в 90–е – до 16 млн кВтч. Однако в 2003 г. ситуация с финансированием капитальных вложений несколько улучшилась, за счет концентрации средств на важнейших стройках удалось обеспечить ввод в действие намеченных планом объектов и нарастить темпы работ на строящихся объектах.

В 2004 г. объем инвестиций в энергетику России вырос в 4 раза по сравнению с 2000 г. - с 2,8 млрд руб. до 11 млрд руб. В целом по холдингу было введено в эксплуатацию около 1000 МВт мощностей. Однако этого по-прежнему недостаточно, по оценкам специалистов компании, ежегодная потребность ввода новых мощностей составляет 10000 МВт.

В связи с этим РАО «ЕЭС России» была разработана инвестиционная программа, предусматривающая строительство новых энергетических мощностей в ближайшие годы.

Крупнейшими вводами генерирующих мощностей в 2005 г. станут пуски энергоблоков на Зеленчукской ГЭС, Аушигерской ГЭС, Зарамагской ГЭС и Мутновской геотермальной электростанции.

В 2006 г. планируется ввести в эксплуатацию второй энергоблок на Нижневартовской ГРЭС мощностью 800 МВт, третий энергоблок Псковской ГРЭС (215 МВт), Сочинской ТЭЦ (50 МВт), два энергоблока Бурейской ГЭС по 185 МВт, второй энергоблок Северо-Западной ТЭЦ мощностью 450 МВт.

В электросетевом хозяйстве в 2005 г. планируется построить высоковольтные линии электропередачи Заря-Барабинск, Адлер-Центр (линия электропередачи от Абхазии до Сочи), замкнуть линиями электропередачи Новгородскую обл., а также построить переход через Амур.

С целью привлечения внешнего финансирования в объекты генерации, а также снижения инвестиционной нагрузки на абонентную плату РАО "ЕЭС России" реализует программу "5000 МВт", которая предполагает ввод 5414 МВт мощностей и привлечение более 2 млрд долл. Срок реализации программы - 2-3 года. Программой инвестиций 2004 г. планировалось освоить капиталовложения на сумму 13,8 млрд руб., ввести 797 МВт генерирующих мощностей, 177,5 км линий электропередачи, 2693 МВА трансформаторной мощности подстанций. В результате реализации программы за 10 месяцев 2004 г. было освоено 10,4 млрд руб. капиталовложений.

В 2005 г. РАО "ЕЭС России" планирует вложить около 19 млрд руб. в строительство, реконструкцию и техническое перевооружение электростанций. При этом 7,93 млрд руб. планируется израсходовать на инвестиции в гидроэлектростанции, 9,4 млрд руб. - в теплоэлектростанции. Еще 730 млн руб. потребуется на финансирование работ при затоплении территорий после введения в эксплуатацию новых гидроэлектростанций.

Также РАО "ЕЭС России" в 2005 г. планирует израсходовать 34,9 млрд руб. на программу строительства и реконструкции электрических сетей.

До 2006 г. РАО «ЕЭС России» планирует ввести в эксплуатацию 6 тыс. МВт генерирующих мощностей, 7453 км линий электропередачи, 32,1 тыс. МВА трансформаторной мощности подстанций. Для выполнения программы ввода мощностей на теплоэлектростанциях на период до 2006 г. необходимо 37,4 млрд руб., для строительства, технического перевооружения и реконструкции электрических сетей - 84,5 млрд руб., для внедрения автоматизированного коммерческого учета электроэнергии, системы управления режимами и создания информационной среды для функционирования рынка электроэнергии - 13,5 млрд руб.

Все вышеозначенные мероприятия позволяют сделать следующий прогноз объемов производства и потребления энергии в России[11].

Таблица 7.

Прогноз производства и потребления электроэнергии до 2020 г.

Для завершения строительства гидроэлектростанций до 2010 г. необходимо освоить 116 млрд руб. капвложения, на зоны затопления - 36,5 млрд руб.

В целом можно спрогнозировать результаты реализации Концепции развития энергетики России следующим образом.

Таблица 8.

Результаты реализации Стратегии развития энергетики России

  * в сравнении с 2003 г.

Основными направлениями инвестиционной деятельности в энергетике до 2010 г. являются:

1. обеспечение безопасности действующих АЭС;

2. повышение эффективности эксплуатации действующих АЭС - эквивалентно приросту 3 ГВт;

3. модернизация и продление сроков эксплуатации энергоблоков I поколения - сохранение 6 ГВт;

4. рост установленной мощности АЭС до 2011 г. (достройка и строительство новых энергоблоков) - прирост 9 ГВт.

После 2010 г.:

1. воспроизводство выбивающих мощностей АЭС I поколения - замещение 6 ГВт;

2. рост мощностей по новым ядерным технологиям - прирост 22 ГВт (ВВЭР-1500, АТЭЦ, БН-800, БРЕСТ).

Заключение

В настоящей контрольной работе речь шла об оборудовании и технологических процессах производства энергии, о современных технико-экономических показателях и перспективах развития производства в энергетической отрасти России.

В заключении скажем следующие несколько слов.

Рождение энергетики произошло несколько миллионов лет тому назад, когда люди научились использовать огонь.  Огонь давал им тепло  и свет, был источником вдохновения и оптимизма, оружием против врагов и диких зверей, лечебным средством, помощником в земледелии, консервантом продуктов, технологическим средством и т.д.

На протяжении многих лет огонь поддерживался путем сжигания растительных энергоносителей (древесины, кустарников, камыша, травы, сухих водорослей и т.п.), а затем была обнаружена возможность использовать для поддержания огня ископаемые вещества: каменный уголь, нефть, сланцы, торф.

Человечеству нужна энергия, причем потребности в ней увеличиваются с каждым годом. Вместе с тем запасы традиционных природных топлив (нефти, угля, газа и др.) конечны. Конечны также и запасы ядерного топлива - урана и тория, из которого можно получить в реакторах-размножителях плутоний. Практически неисчерпаемы запасы термоядерного топлива - водорода, однако управляемые термоядерные реакции пока не освоены, и неизвестно когда они будут использованы для промышленного получения энергии в чистом виде, т.е. без участия в этом процессе реакторов деления.

В связи с указанными проблемами становится все более необходимым использование нетрадиционных энергоресурсов, в первую очередь солнечной, ветровой, геотермальной энергии, наряду с внедрением энергосберегающих технологий.

Библиографический список

1.     Васильева И.Н. Экономические основы технологического развития: учебное пособие. – М.: Банки и биржи, 1995.

2.     Городецкий А., Павленко Ю. Реформирование естественных монополий. // Вопросы экономики. – 2005. - №1.

3.     Городецкий А., Френкель А. Демонополизация и развитие конкуренции в российской экономике // Вопросы Экономики. – 2005,  №5. – С. 48-57.

4.     Козлов М.С. Экономика природопользования. – М.: ЮНИТИ-ДАНА, 2003.

5.     Кривощеков В.Ю. Проблемы энергоносителей. – М.: ПРИОР, 2003.

6.     Семенов К.Р. Устройство и функционирование электростанций. – М.: Дело, 2003.

7.     Янецкий О.Д. Технология энергетической отрасли. – М.: Юнити, 2002.

8.     http://stud.ibi.spb.ru/131/deilmar/html/ekonomika.html

[1] Кривощеков В.Ю. Проблемы энергоносителей. – М.: ПРИОР, 2003. – с. 16.

[2] Городецкий А., Павленко Ю. Реформирование естественных монополий. // Вопросы экономики. – 2005. - №1. – с. 9.

[3] Семенов К.Р. Устройство и функционирование электростанций. – М.: Дело, 2003. – с. 79.

[4] Городецкий А., Павленко Ю. Реформирование естественных монополий. // Вопросы экономики. – 2005. - №1. – с. 10.

[5] Городецкий А., Френкель А. Демонополизация и развитие конкуренции в российской экономике // Вопр. Экономики. – 2005,  №5. – с. 49.

[6] Васильева И.Н. Экономические основы технологического развития: учебное пособие. – М.: Банки и биржи, 1995. – с. 90.

[7] Городецкий А., Френкель А. Демонополизация и развитие конкуренции в российской экономике // Вопросы Экономики. – 2005,  №5. – с. 51.

[8] http://stud.ibi.spb.ru

[9] http://stud.ibi.spb.ru/131/deilmar/html/ekonomika.html

[10] Городецкий А., Павленко Ю. Реформирование естественных монополий. // Вопросы экономики. – 2005. - №1. – с. 11.

[11] Кривощеков В.Ю. Проблемы энергоносителей. – М.: ПРИОР, 2003. – с. 200.