8.2. Критерии и условия технико-экономического обоснования развития генерирующих мощностей

При оптимизации перспективной структуры генерирующих источников по типам электростанций и видам энергоресурсов, при выборе зон размещения генерирующих источников в ЕЭС страны, при обоснованиях сооружения генерирующих источников, подлежащих сооружению за счет бюджетных средств технико-экономические обоснования должны выполняться с использованием критериев сравнительной (общественной) эффективности в форме приведенных дисконтированных затрат либо интегральных дисконтированных затрат определяемых с учетом фактора времени по выражениям (8.1) и (8.2) [28,31]. Данный подход обеспечивает обоснованную минимизацию цены электроэнергии, поставляемой потребителям всеми генерирующими источниками с оптового рынка электроэнергии и мощности и формирующейся с учетом как инвестиций в развитие генерирующих источников, так и их эксплуатационных затрат и затрат на топливо, а в общем случае и затрат на развитие межсистемных связей.

Т _расч

З_прив.=∑ (r_н*K_t +dИ _{пост. t} +dИ _{топл. t} ) (1+ r_вр )^{1 – t} (8.1)

t = 1

Т_стр +Т_сл

З_сум = ∑ ( K_t+ И_{пост. t} +И _{топл. t} ) (1+ r_вр )^{1 – t} (8.2)

t = 1

где К _t - ежегодные капиталовложения в период строительства и ввода мощностей энергообъекта ( с учетом инвестиций в сети для выдачи мощности);

И _{пост. t} - ежегодные постоянные издержки эксплуатации;

dИ _{пост. t} - ежегодный прирост постоянных издержек эксплуатации;

И _{топл. t} - ежегодные топливные затраты;

dИ _{топл. t} - ежегодный прирост топливных затрат;

Т _расч - срок от начала строительства до выхода объекта на проектные параметры по мощности и объему производства энергии;

Т_стр - срок строительства и ввода мощностей энергообъектов;

Т_сл - срок службы энергообъектов, равный 25 – 30 лет;

r_н - норма прибыли на инвестиции, соответствующая ожидаемым на перспективу усредненным ставкам процентных выплат по привлекаемым заемным средствам - банковским кредитам, облигационным займам, а также обеспечивающая возможности осуществления финансирования из прибыли компаний социальных обязательств в соответствии с межотраслевыми тарифными соглашениями и осуществления дивидендных выплат. Как правило, величина нормы прибыли принимается на уровне не ниже 0,12;

r_вр - коэффициент учета фактора времени, соответствующий ожидаемым на перспективу усредненным ставкам банковских депозитов, принимается на уровне 0,08.

Указанные критерии с целью обоснованной минимизации стоимости услуг по передаче электроэнергии и мощности также должны применяться при технико-экономических обоснованиях решений по развитию электрических сетей при разработке схем р

Общий объем прямых инвестиций (без учета привлечения заемных средств) для сооружения отдельного генерирующего объекта ориентировочно может быть определен по выражению (8.3)

К _сум = α _{рез. i} *α _{сн. i} * Р _{ген. i *} к _{уд. i} (8.3)

Где Р _{ген. i} - величина ввода мощности электростанции типа i , необходимого для покрытия нагрузки потребителей;

к _{уд. i} – удельные капиталовложения на ввод 1 кВт мощности электростанции типа i, которые могут приниматься на основе обобщения проектных данных по стоимости сооружения либо реконструкции данного типа генерирующих установок либо определяться на основе смет на сооружение и реконструкцию отдельных объектов. Ориентировочные значения к _{уд. i} приведены в разделе 5 ;

α _рез и α _сн - повышающие коэффициенты, учитывающие расход мощности для обеспечения собственных нужд электростанции и увеличение ЭЭС потребности ЭЭС в резервной мощности в зависимости от типа оборудования и единичной мощности энергоблоков на намечаемой к сооружению электростанции.

В случае привлечения заемных средств для сооружения и реконструкции объектов объем инвестиций должен учитывать объем средств, подлежащих выплате в виде процентов по банковским кредитам либо облигационным займам. Объем указанных средств определяется индивидуально в зависимости от схемы привлечения заемных средств и условий процентных выплат и погашения кредита либо облигационного займа.

Постоянные издержки эксплуатации (амортизация, заработная плата, текущий ремонт, общепроизводственные и управленческие расходы) могут быть приближенно приняты в %% от капиталовложения в соответствии с величинами, указанными в разделе 5.

Следует отметить, что при использовании в обоснованиях выражения (8.1) в составе постоянных издержек не должна учитываться амортизационная составляющая, поскольку амортизационные отчисления в соответствии со своей экономической сущностью являются источником возврата инвестиций (первоначальной стоимости объекта). В то же время в выражении (8.2) постоянные издержки должны учитываться в полном объеме, поскольку приведенные затраты являются аналогом дисконтированной стоимости продукции либо услуг энергетического объекта, определяемой через цену производства продукции и услуг и объема их производства.

Топливные затраты определяются по выражению (8.4)

И _{топл. t} = α _{сн. i} * W_t * b _уд * s _топл = α _{сн. i} * Р _ген * T _год * b _уд * s _топл (8.4)

Где W_t - годовой отпуск электроэнергии от электростанции;

T _год - годовое число часов использования вводимой мощности;

b _уд - удельный расход условного топлива на производство 1 кВтч электроэнергии;

s _топл - цена 1 тонны топлива, используемого на электростанции, при приведении к условному топливу.

Начиная с последнего года строительства и ввода мощностей энергообъектов до окончания срока службы, постоянные издержки эксплуатации и топливные затраты принимаются условно неизменными, соответствующими условиям нормальной эксплуатации энергообъектов.

Попарное сравнение вариантов сооружения электростанций должно осуществляться на принципах экономической и технической сопоставимости вариантов, включающих:

- равенство отпуска электроэнергии электростанций в энергосистему ( на рынки электроэнергии и мощности) с учетом различия в величинах собственных нужд электростанций, учитываемых коэффициентом α _сн ;

- определение необходимых инвестиций и величин эксплуатационных издержек, исходя из одинакового уровня цен на оборудование, материалы и на оплату труда;

- учет в необходимых объемах инвестиций и затрат на сооружение электрических сетей для выдачи мощности электростанций;

- обеспечение по вариантам одинакового уровня надежности энергоснабжения потребителей, учитываемое путем введения коэффициентов α _рез к вводимой мощности электростанций.

При технико-экономическом сравнении вариантов ввода и реконструкции мощностей в динамике развития ЭЭС сравниваемые варианты могут различаться составом, размещением, сроками и объемами ввода и реконструкции мощностей электростанций и сетей для выдачи их мощности в течение расчетного периода 10 – 15 лет.

Как и в отношении сравнения отдельных электростанций, в каждый год рассматриваемого периода должна быть обеспечена сопоставимость вариантов как по общим объемам отпуска мощности и электроэнергии от электростанций, так и по уровню надежности энергоснабжения потребителей путем прогнозирования необходимых вводов мощностей с учетом их влияния на изменение потребности ЭЭС в резервных мощностях.

Сравнение рассматриваемых вариантов развития генерирующих мощностей может осуществляться по критерию интегральных затрат с учетом фактора времени аналогично (8.2). Однако при этом длительность расчетного периода включает как расчетный период ввода и реконструкции мощностей, так и срок службы последнего из вводимых объектов.

При выполнении внестадийных проектных работ по прогнозированию и планированию развития ЭЭС и отрасли «Электроэнергетика», рассмотренных в разделе 2, могут выполняться следующие виды технико-экономических обоснований развития генерирующих мощностей:

- попарное сопоставление эффективности сооружения различных типов генерирующих источников, ввод которых необходим для покрытия возникающих в ЭЭС (ОЭС и ЕЭС) на перспективу дефицитов электрической и тепловой мощности и электрической и тепловой энергии. К данному виду обоснований может относиться сравнение эффективности сооружения ГЭС и КЭС - ПГУ, АЭС и КЭС – ПГУ, а также сопоставление централизованной схемы электро и теплоснабжения энергоузла при сооружении ТЭЦ либо децентрализованной схемы электро и теплоснабжения при сооружении КЭС - ПГУ для выработки электрической энергии и котельных для выработки тепловой энергии.

- комплексное сопоставление вариантов сооружения электростанций различного типа в динамике развития ЭЭС;

- оптимизация развития и размещения генерирующих источников различного типа в ЭЭС с использованием экономико-математических моделей.

При попарном сравнении генерирующих источников необходимо отметить специфические особенности обоснования эффективности сооружения ТЭЦ и возобновляемых источников энергии. Эффективность сооружения ТЭЦ определяется путем сравнения затрат по ТЭЦ (8.5) с суммой затрат по котельной, обеспечивающей поставку потребителям сопоставимого объема тепловой энергии, и затрат по КЭС (ПГУ), обеспечивающей поставку электрической мощности и энергии (8.6).

З _тэц = r_н *α _{рез.тэц}*α _сн.тэц К _тэц.уд * Р _н + И _{пост.тэц} * α _{рез.тэц}*α _сн.тэц * К _тэц.уд

*Р_н+W_тэц*b_{уд.тэц ээ}*s_топл + Q_тепл.Т_.тепл*b_{уд.тэц.тепл}*s_топл (8.5.)

З_кот. = r_н *α _сн.кот. К _кот..уд * Q_тепл + И _{пост.кот.} *α _сн.кот. К _кот..уд * Q_тепл +

+ Q_тепл.Т_.тепл*b _{уд.кот.тепл.} *s _топл + r_н *α _{рез.кэс}*α _{сн. кэс} К _кэс.уд * Р _н +

+ И_{пост.кэс}*α_{рез.кэс}*α_сн.кэс*К_кэс.уд*Р_н + W_кэс *b_{уд.ээ кэс}*s_топл (8.6)

где Р _н , Q_тепл - расчетные электрическая и тепловая нагрузка потребителей;

α _{рез.тэц}, α _сн.тэц - коэффициенты резервирования и собственных нужд для ТЭЦ;

α _{рез.кэс}, α _{сн. кэс} - то же для КЭС;

К _тэц.уд , К _кэс.уд - удельные капиталовложения на 1 кВт мощности ТЭЦ и КЭС;

К _кот..уд - удельные капиталовложения на 1 Гкал тепловой мощности котельной;

И _{пост.тэц} , И _{пост.кот.} – постоянные годовые эксплуатационные издержки по ТЭЦ и КЭС в %% от суммарных капиталовложений;

И _{пост.кот.} - постоянные годовые эксплуатационные издержки по котельной в %% от суммарных капиталовложений;

W_тэц , W_кэс - годовые выработки электроэнергии на ТЭЦ и на КЭС;

b_{уд.ээ тэц} , b_{уд.ээ кэс} - удельные расходы топлива на выработку электроэнергии на ТЭЦ и на КЭС;

Т_.тепл - годовое число часов использования тепловой нагрузки;

b_{уд.тэц.тепл} , b_{уд.кот.тепл} - удельные расходы топлива на выработку тепловой энергии на ТЭЦ и на КЭС;

s_топл - цена топлива.

Обоснование сравнительной эффективности сооружения ТЭЦ или котельных для покрытия потребности в тепловой энергии с использованием критериев (8.5) и (8.6) ориентировано на достижение комплексного эффекта для всех конечных потребителей тепловой и электрической в региональных зонах тепло и электроснабжения.

В рыночных условиях, когда в качестве инвесторов в объекты электро и теплоснабжения выступают акционерные генерирующие компании либо компании теплоснабжения выбор варианта теплоснабжения будет зависеть от величины прогнозной прибыли, которую могут получить указанные компании за счет реализации электроэнергии (мощности) и теплоэнергии на соответствующих энергетических рынках.

В варианте сооружения ТЭЦ прибыль от реализации обоих видов продукции за срок службы объекта 25-30 лет может быть определена по выражению (8.7):

Т_сл

П_тэц = ∑ (W_{отп тэц t}*ц_{опт ээ t} + Q_{отп тепл t.} *Т_{.тепл t} * ц_{тепл t} - К _тэц –

И_{пост.тэц t} * К _тэц - W_тэц *b_{уд.тэц ээ t} *s_{топл t} –

Q_{тепл t.}*Т_{.тепл t}*b_{уд.тэц.тепл}*s_{топл t} ) (8.7)

В варианте сооружения котельной прибыль может быть получена только за счет реализации теплоэнергии на рынке тепла.

Т_сл

П_кот = ∑ (Q_{отп тепл t.}*Т_{.тепл t} *ц_{тепл t} - К _кот - И_{пост.кот t} * К _кот -

- Q_{тепл t.} *Т_{.теп лt} *b_{уд.кот.тепл} *s_{топл t} (8.8)

* в указанных критериях постоянные издержки не включают амортизационные отчисления

где W_{отп тэц t} - годовой отпуск электроэнергии от ТЭЦ в год t ;

ц_{опт ээ t} - цена поставки электроэнергии от ТЭЦ на оптовый рынок;

Q_{отп тепл t.} – объем отпуска тепловой энергии потребителям в год t ;

ц_{тепл t} - цена поставки тепловой энергии на региональный рынок тепла;

К _тэц , К _кот - суммарные капиталовложения по ТЭЦ и котельной ;

Как видно из сравнения подходов к обоснованию схем раздельного и комбинированного электро и теплоснабжения с использованием критериев сравнительной эффективности (8.5) и (8.6) и коммерческой эффективности (8.7) и (8.8) указанные подходы могут по разному влиять на уровни цен и тарифов на электро и теплоэнергию для конечных потребителей.

Обоснование сооружения объектов ВИЭ на гидроэнергии, ветровой энергии и солнечной энергии в соответствии нормативными положениями по стимулированию развития ВИЭ [ 10] осуществляется на базе механизма, аналогичного по экономическому содержанию договорам предоставления мощности (ДПМ) на ОРЭМ для новой генерации с использованием обычных видов энергоресурсов. В соответствии с указанными договорами инвесторам, осуществляющим инвестиции в новую генерацию, гарантируется оплата поставок мощности в течение 10 лет ( включая период строительства и начальный период эксплуатации) в объемах, согласованных с Системным оператором и Администратором торговой системы, и исходя из платы за поставки на ОРЭМ 1 кВт мощности, дифференцированной по типам вновь сооружаемой генерации и утвержденной регулирующими органом.

Цена мощности, поставляемой по ДПМ определяется, исходя из [10] :

- нормативных значений предельных удельных капиталовложений на сооружение и нормативных показателей постоянных издержек эксплуатации ВИЭ различного типа;

- определения расчетных удельных капиталовложений с использованием понижающих коэффициентов, отражающих степень локализации производства оборудования для установок ВИЭ на российских предприятиях

и возможность компенсации инвестиций в ВИЭ за счет продажи электроэнергии на ОРЭМ по маржинальным ценам;

- установленных нормативных сроков окупаемости инвестиций в ВИЭ и расчетных величин процентов по заемным средствам, привлекаемых для инвестирования в ВИЭ.

Для ВИЭ в зоне их размещения предусматривается, что вырабатываемая ими электроэнергия приобретается территориальными распределительными электросетевыми компаниями для компенсации потерь электроэнергии в электрических сетях. Цена на продажу электроэнергии электросетевым компаниям устанавливается, исходя из цен по ставки мощности по договорам предоставления мощности и прогнозных цен реализации электроэнергии на ДРМ.

При значительном количестве типов возможных к сооружению электростанций и районов их размещения в границах ОЭС и ЕЭС страны для поиска оптимальных решений по составу, размещению и объемам ввода мощностей электростанций при приближенном учете затрат на развитие сетевых связей могут использоваться специализированные математические модели. В бывшем СССР наиболее широкое распространение получили линейные оптимизационные модели [ 28,32 ]. В общем виде указанные модели при решении рассматриваемой задачи могут быть представлены следующими выражениями:

найти минимум целевой функции F = ∑ x _i * c _i (8.9)

i

при ограничениях α _{i j} * x _i ≤ b _j (8.10)

x _i ≥ 0

i j

где x _i - оптимизируемая величина вводимой мощности энергетического объекта (электростанции, сетевой связи) либо производимой объектом энергии;

c _i - удельные затраты на ввод мощности объекта либо производство единицы энергии;

α _{i j} - технологические коэффициенты при неизвестных x _i в системе ограничений, используемых для описания исходных условий оптимизации;

b _j - количественные значения ограничивающих показателей.

Ниже приводится описание линейной модели для выбора структуры генерирующих источников в упрощенной двухузловой модели энергосистемы, представленной ниже.

ГЭС, ГТУ КЭС на газе

Р_вл.сущ.

Р_{н1 +} Р_рез1 Р_{н2 +} Р_рез2

В качестве ограничивающих условий в модели должны выступать:

1. Баланс покрытия годового максимума нагрузки и потребности в резерве мощности узлов 1 и 2 в виде

Х _гэс + Х _гту + Х ^р _{вл 1-2} - к _пот.р *Х ^р _{вл 2-1} ≥ Р_{н1 +} Р_рез1 (8.11)

То же для узла 2

Х _{кэс т1} + Х _{кэс т2} + к _пот. *Х _{вл 1-2} + Х _{вл 2-1} ≥ Р_{н1 +} Р_рез1 (8.12)

где Х _гэс, Х _гту – неизвестные, соответствующие возможным объемам ввода мощности ГЭС и ГТУ;

Х _{кэс т1 ,} Х _{кэс т2} - неизвестные, соответствующие возможным объемам ввода мощности на КЭС на газе с минимальным Тмин и максимальным Тмакс годовым числом часов использования располагаемой мощности;

Х^р _{вл 1-2 ,} Х^р _{вл 2-1} - неизвестные, соответствующие величинам перетока мощности из узла 1 в узел 2 и обратно;

к _пот.р – коэффициент потерь мощности в сетевой связи при передаче мощности из узла 1 в узел 2 и обратно;

2. Баланс покрытия потребности в электроэнергии узлов 1 и 2 в виде

Х _гэс *Т_гэс + Х _гту*Т_гту + Х ^э _{вл 1-2} - к _пот.э *Х ^э _{вл 2-1} = W₁ (8.13)

Х_{кэс т1} *Т_мин + Х_{кэс т2} *Т_макс + к _пот.э *Х ^э _{вл 1-2} + Х^э _{вл 2-1} = W₂ (8.14)

где Т_гэс, Т_гту – годовые числа часов использования располагаемой мощности ГЭС и ГТУ, принимаемые для ГЭС по проектным данным, для ГТУ в соответствии с ожидаемым годовым числом часом использования в пиковой части графиков нагрузки рабочих дней порядка 300-500 часов;

Т_мин, Т_макс – числа часов использования располагаемой мощности КЭС в возможном диапазоне изменения, например, 3000 ч. и 7000ч.;

Х ^э _{вл 1-2 ,} Х ^э _{вл 2-1} - неизвестные, соответствующие величинам перетока электроэнергии из узла 1 в узел 2 и обратно;

к _пот.э – коэффициент потерь электроэнергии в сетевой связи при передаче мощности из узла 1 в узел 2 и обратно;

3. Ограничения по пропускной способности сетевой связи между узлами по передаче мощности и электроэнергии

Х^р _{вл 1-2} + Х^р _{вл 2-1} – Х _вл.нов. ≤ Р _вл.сущ. (8.15)

Х ^э _{вл 1-2} +Х ^э _{вл 2-1} - Х _вл.нов.* Т_вл ≤ Р _вл.сущ. * Т_вл. (8.16)

где Р _вл.сущ. - пропускная способность существующей сетевой связи по мощности;

Х _вл.нов - пропускная способность новой сетевой связи по мощности;

Т_вл. – допустимое годовое число часов использования пропускной способности сетевой связи.

4. Ограничение по годовому объему расхода газа.

Х _гту*Т _гту *b _гту+ Х _{кэс т1} *Т_мин*b _{кэс т1}+ Х _{кэс т2} *Т_макс*b _{кэс т2} ≤ В _газ (8.17)

Где b_гту - удельный расход топлива на производство 1 кВтч на ГТУ;

b_{кэс т1, bкэс т2} - удельный расход топлива на производство 1 кВтч на производство электроэнергии на КЭС при минимальном и максимальном числе часов использования располагаемой мощности;

В _газ - располагаемый годовой объем газа для ГТУ и КЭС

5. Ограничение по объему капиталовложений (инвестиций) в сооружение энергетических объектов.

Х _гту*к _гту +(Х _{кэс т1} + Х _{кэс т2})*к_кэс + Х _гэс *к_гэс +Х _{вл.нов.*}к_вл≤ К _сум (8.18)

Где к_гту, к_кэс, к_гэс, к_вл - удельные капиталовложения на 1 кВт мощности по типам электростанций и пропускной способности ВЛ;

К _сум - располагаемый объем капиталовложений (инвестиций) в сооружение энергетических объектов.

Применительно к рассматриваемой модели ЭЭС оптимизируемая функция – минимум приведенных затрат ( интегральной стоимости производимой в ЭЭС электроэнергии) может быть представлена в следующем виде:

min З _{прив. сум} = Х _гэс *с_гэс +Х _гту*с_гту +Х _{кэс т1}*с_{кэс т1} + Х _{кэс т2}*с_{кэс т2} +

+Х _{вл.нов.*}с_вл (8.19)

где с_гэс, с_гту - удельные приведенные затраты на киловатт мощности ГЭС и ГТУ;

с_{кэс т1,} с_{кэс т2} - то же на киловатт мощности КЭС при разных годовых числах часов использования располагаемой мощности КЭС,

Для ГЭС величина с_гэс определяется по выражению

К_гэс (r_н + И _{пост.гэс} )

с_гэс.= ------------------------- (8.20)

Р_{гэс.проект}

или с_гэс=к_гэс.уд(r_н+и_{пост.гэс})

Для ГТУ (и КЭС) величина с_гту определяется по выражению:

с_гту = к_гту.уд(r_н+и_{пост.гту}) + b_гту*s_топл.*Тгту (8.21)

где к_уд - удельные капиталовложения на 1 кВт мощности электростанций по типам;

и_пост. – удельные постоянные издержки эксплуатации в долях от удельных капиталовложений;

b – удельные расходы топлива на производство 1 кВтч;

s_топл. – цена топлива;

r_н = 1/ Токуп. – коэффициент эффективности капиталовложений ( норма прибыли), Токуп. – срок окупаемости капиталовложений.

Удельные приведенные затраты на 1 кВт пропускной способности сетевой связи с_вл определяются по выражению:

с_вл = к_вл (r_н+и_{пост.вл}) (8.22)

где к_{вл -} удельные капиталовложения на 1 кВт пропускной способности сетевой связи.

При необходимости более детального описания в модели суточных, недельных, сезонных и годовых режимов работы электростанций и перетоков мощности и электроэнергии по сетевым связям в модель наряду с неизвестными Х _гэс, Х _гту, Х _кэс, соответствующими располагаемым мощностям электростанций различных типов, могут быть введены неизвестные, соответствующие мощностям участия электростанций указанных типов в покрытии балансов мощности зон рассматриваемых в модели характерных суточных графиков нагрузки в течение недели (рабочие и выходные дни) и по сезонам года (зима, лето). При этом каждый суточный график представляется в виде набора зон с различной продолжительностью нагрузки в течение суток.

Представление в модели характерных суточных графиков нагрузки по энергоузлам ЭЭС не только существенно повышает достоверность моделирования годовых режимов работы электростанций и величин перетоков мощности и электроэнергии по сетевым связям, но и позволяет вводить в модель уравнения и неравенства, отражающие технические ограничения по ресурсам суточной и годовой энергии для ГЭС и ГАЭС, по допустимой загрузке оборудования ТЭС и АЭС, а также экологические ограничения [28,32 ].

В тех случаях, когда в течение рассматриваемого периода развития ЭЭС имеет место существенное изменение условий и факторов, влияющих на решения по формированию структуры и размещения генерирующих источников (появление новых типов генерирующих источников, ограничений по ресурсам отдельных видов топлива, экологических ограничений и др.) для анализа и обоснования оптимальных решений могут использоваться динамические линейные модели, в которых каждый из рассматриваемых этапов представляется в виде отдельного блока.

Результаты технико-экономических обоснований развития генерирующих источников на стадии выполнения перспективных проектных работ являются основой для принятия с учетом рекомендаций Генеральной схемы размещения объектов электроэнергетики и Схем развития ЕЭС и ЕНЭС страны контролируемыми государством компаниями РусГидро и Росэнергоатом решений по конкретному составу, объемам и срокам реконструкции и ввода мощностей на ГЭС и АЭС в процессе формирования годовых и долгосрочных инвестиционных программ.

Рекомендации Генеральной схемы размещения объектов электроэнергетики и Схем развития ЕЭС и ЕНЭС в отношении размещения, состава и срокам вода мощностей на тепловых электростанциях – КЭС, ПГУ, ТЭЦ являются основой для генерирующих компаний - ОГК, ТГК и других при подготовке предложений и принятии решений по участию в конкурсах

на долгосрочные поставки мощности в территориальных зонах оптового рынка электроэнергии и мощности [19, 41,42 ]. Решения об инвестировании принимаются, исходя из оценки возможности возврата инвестиций в объекты. Источником возврата являются:

- прибыль от продажи электроэнергии на оптовом рынке и тепловой энергии на региональном рынке тепла;

- плата за будущие поставки мощности по заключаемым с коммерческим оператором оптового рынка договорам предоставления мощности (ДПМ). Размер этой платы, устанавливаемый на 10-летний период, определяется, исходя из нормированной стоимости киловатта мощности, нормативов постоянных эксплуатационных затрат для электростанций разных типов и заданного норматива рентабельности инвестиций. В настоящее время конкурсы на долгосрочные поставки мощности проводятся на перспективу 4 года. В дальнейшем предполагается увеличение длительности перспективы при проведении конкурсов до 7 лет.