Файл: Реферат по дисциплине Техникоэкономические основы выбора параметров тэс и внедрения нового оборудования.pdf
Добавлен: 30.10.2023
Просмотров: 160
Скачиваний: 2
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
отраслевые задачи:
1. Модернизация и строительство новых нефтегазохимических мощностей по производству базовых мономеров.
2. Импортозамещение нефтегазохимической продукции и развитие внутреннего рынка.
Для решения указанных задач будет принят ряд мер, в том числе: государственная поддержка проектов по строительству крупных мощностей по производству базовых мономеров и полимеров; разработка и внедрение отечественных технологий нефтегазохимии;
28 оптимизация транспортной логистики, ликвидация «узких мест» в пропускной способности железных дорог, прежде всего, на участке Тобольск-Сургут Свердловской железной дороги; стимулирование повышения качества спроса на конечную нефтегазохимической продукцию.
В предстоящем периоде до 2035 года в нефтегазохимической промышленности получит развитие кластерный подход к формированию центров по глубокой переработке углеводородов с производственным ядром в виде крупных пиролизных мощностей (от 0,6 – 1 млн т по этилену и более) и последующим производством пластмасс, каучуков и продуктов органического синтеза, их переработки в полуфабрикаты и конечные изделия для потребительского рынка. Перспективным представляется создание и развитие шести кластеров: Северо-Западного, Волжского, Западно-
Сибирского, Каспийского, Восточно-Сибирского и Дальневосточного, расположенных вблизи источников сырья и рынков сбыта.
К 2020 году ожидается увеличение объемов производства этилена на 75 – 85 %, а к 2035 году – в 3,6 – 5 раз. Более 30 % всего лёгкого углеводородного сырья к 2020 году будет направлено на глубокую переработку, в дальнейшие (нефтегазохимические) переделы, к 2035 году этот показатель превысит 44 – 50 %.
Также намечается увеличение мощностей по производству крупнотоннажных пластмасс на 80 – 90 % к 2020 году и в 2,7 – 3,6 раз к 2035 году.
3.4. Угольная отрасль
Добыча угля в России в период с 2008 года увеличилась более чем на 14 %. Весь прирост добычи был обеспечен за счет роста прогрессивного открытого способа добычи.За эти годы: началось промышленное освоение Эльгинского месторождения, построена железная дорога, связывающая его с Байкало-амурской магистралью (БАМ); приступили к освоению Апсатского месторождения в Забайкальском крае; продолжалось развитие Инаглинского и Ургальского угольных комплексов с формированием необходимой инфраструктуры; началась подготовка к освоению Элегестского месторождения Улуг-Хемского угольного бассейна в Республике Тыва, в том числе строительство железной дороги до Транссиба; выполняются проектные работы по освоению Ерковецкого и Гербикано-Огоджинского угленосных районов в Амурской области.
Объем переработки угля на обогатительных фабриках увеличился с 2008 года почти в 1,5 раза. Осуществлялось техническое перевооружение отрасли, росла производительность труда рабочего по добыче угля, снижался уровень производственного травматизма.
29
Внутреннее потребление угля с 2008 года сократилось на 14 %, при этом его экспорт увеличился в 1,7 раза, в том числе за счет выхода на новые рынки стран АТР, прежде всего Китая, а также в Индию и Малайзию. Развивалась транспортно-логистическая инфраструктура, в том числе портовые мощности для экспорта угля (Ванино, Посьет, Усть-Луга, Находка и др.).
Ключевым внешним вызовом для российской угольной промышленности является усиление конкуренции в международной торговле углем из-за вероятного замедлении роста мирового спроса на уголь и увеличения затрат на его добычу и транспорт по России. В то же время прогнозы показывают возможность сохранения и укрепление российских позиций на внешних рынках с увеличением почти в полтора раза экспорта угля при увеличении до 65 % доли поставок на азиатский рынок.
Внутренней проблемой является ограниченная конкурентоспособность угля при сдерживании цен на газ и растущих издержках в угольной отрасли. Решение этой проблемы требует сохранения льготного тарифообразования на железнодорожную транспортировку угля.
По-прежнему острой проблемой является аварийность на предприятиях угледобычи с опасными горно-геологическими условиями, лишним подтверждением которой стала авария на шахте «Северная» в феврале 2016 года.
Для развития угольной отрасли необходимо решить следующие отраслевые задачи:
1. Обеспечение конкурентоспособности угольной продукции на внутреннем рынке с заменяющими ее энергоресурсами, а на внешнем – с альтернативными поставщиками.
2. Создание новых центров угледобычи в Республике Саха (Якутия), Республике Тыва,
Забайкальском крае и других регионах, а также энергоугольных комплексов для экспорта электроэнергии в сопредельные страны.
3. Сохранение достигнутого уровня и, при возможности, значимое увеличение экспорта угля, прежде всего в страны АТР.
Для решения указанных задач будет принят ряд мер, в том числе: совершенствование налогообложения отрасли; стимулирование использования новых технологий добычи угля, обеспечивающих кратное повышение производительности труда; развитие практики реализации энергетического угля на организованных торгах
(товарных биржах и в торговых системах); первоочередное лицензирование участков недр угольных месторождений, позволяющих вести разработку в наиболее безопасных горно-геологических условиях, сокращение выдачи лицензий на право пользования участками недр угольных месторождений с особо опасными горно-геологическими условиями;
30 оптимизация транспортной логистики и широкое использование механизмов долгосрочного тарифообразования на перевозки угля, ликвидация «узких мест» в пропускной способности железных дорог, прежде всего, на Транссибе, БАМе и Дальневосточной железной дороге, ускоренное развитие угольных терминалов, особенно на тихоокеанском побережье; государственная поддержка проектов глубокой переработки угля, развитие комплексного использования сопутствующих ресурсов и отходов переработки угля; последовательное приведение нормативных требований к организациям угольной отрасли в сфере охраны окружающей среды в соответствие с мировыми стандартами; плановая ликвидация бесперспективных организаций угольной промышленности в увязке с мерами социальной защиты высвобождаемых работников; стимулирование природоохранных мероприятий, включая переработку отходов и рекультивацию земель.
Рис. 5
Рис. 6
Добыча угля в консервативном сценарии стабилизируется на достигнутых уровнях, а в оптимистическом сценарии – на первом этапе возрастет на 14 %, при удвоении доли обогащенных и сортовых энергетических углей, на втором этапе – вырастет в 1,3 раза (до 490 млн т).
Уровни добычи угля, предусмотренные оптимистическим сценарием, будут достигнуты в случае благоприятной конъюнктуры внешних рынков, позволяющей увеличить экспорт угля в 1,2 раза на первом этапе и в 1,5 раза на втором, прежде всего в страны АТР.
3.5. Электроэнергетика и теплоснабжение
Производство электрической энергии с 2008 года увеличилось на 2,6 %, ее потребление – на 3%, установленная мощность электростанций – на 12,8 %.
31
В 2008 - 2015 гг. введено 28 ГВт новой установленной мощности, в том числе Богучанская
ГЭС, Няганская ГРЭС, Южноуральская ГРЭС, Усть-Среднеканская ГЭС. Завершено восстановление Саяно-Шушенской ГЭС после аварии 2009 года.
Введено в работу и реконструировано около 300 линий электропередачи напряжением
220 кВ и выше. Среди важнейших проектов следует назвать объекты энергообеспечения саммита
АТЭС в 2012 году во Владивостоке, Олимпиады–2014 в Сочи. В число крупнейших введенных в эксплуатацию электросетевых объектов входят также высоковольтная линия ВЛ 500 кВ Зейская
ГЭС – Амурская – Хэйхэ, обеспечивающая экспорт электрической энергии в КНР.
В мае 2016 года завершено строительство энергомоста через Керченский пролив мощностью 800 МВт, обеспечивающего связь энергосистемы Крыма с Единой энергосистемой
России (ЕЭС).
Получила развитие малая распределенная энергетика, в том числе в сфере теплоснабжения, роль которой в развитии конкуренции постоянно возрастает.
Прогнозируется опережающий рост доли потребления электрической энергии в общем энергопотреблении за счет углубления электрификации транспорта и жилищно-коммунального хозяйства.
В то же время в отрасли накоплено немало проблем и вызовов, среди которых: необходимость удовлетворения платежеспособного спроса на электрическую и тепловую энергию при одновременном обеспечении доступности цен и энергетической инфраструктуры; диспропорция между заявляемыми характеристиками электропотребления при технологическом присоединении и их последующими фактическими значениями; необходимость достижения эффективного сочетания систем централизованного электро- и теплоснабжения с развитием распределенной генерации и интеллектуализацией энергетических систем; износ основных фондов при недостатке стимулов для вывода их из эксплуатации или модернизации; резкий рост доли генерирующего оборудования, в том числе неэффективного, работающего в «вынужденном» режиме; несовершенство действующей модели отношений и ценообразования в сфере энерго- и теплоснабжения и недостаток конкуренции на оптовом и розничном рынках энергии и мощности; чрезмерно высокая доля используемого импортного оборудования по отдельным технологическим направлениям (газовые турбины, трансформаторы и др.); частые изменения в подходах к тарифообразованию;
32 недостаточный уровень автоматизации технологических процессов и повышение уязвимости объектов, связанное с усложнением систем и алгоритмов управления этими объектами; нехватка высококвалифицированных кадров.
В 2015 году Правительством Российской Федерации внесены изменения в модель конкурентного отбора мощности (КОМ). Начиная с 2015 года в российской энергетике КОМ проводится на четыре года вперед, что позволяет участникам оптового рынка электрической энергии (мощности) прогнозировать финансовые потоки в долгосрочной перспективе. Кроме того, проведение долгосрочных КОМ обеспечивает оптимизацию операционных и инвестиционных затрат в отрасли, а также стимулирует генерирующие компании выводить неэффективное генерирующее оборудование из эксплуатации.
Стоящие перед отраслью задачи включают в себя:
1. Вывод из эксплуатации экономически неэффективного, физически и морально устаревшего энергетического оборудования с введением необходимого объема новых мощностей преимущественно на базе использования отечественных технологий и оборудования, и с сохранением приоритета выработки электрической и тепловой энергии в комбинированном режиме.
2. Модернизация и развитие ЕЭС с последовательным присоединением к ней ряда изолированных энергосистем (с учетом возможных технико-экономических последствий) при обеспечении эффективной надежности электроснабжения в сочетании с интеллектуализацией систем.
3. Оптимизация структуры и загрузки электро- и теплогенерирующих мощностей по типам генерации (с учетом маневренности оборудования) и видам используемых энергоресурсов как основы совершенствования структуры ТЭБ страны и регионов, в том числе в изолированных от ЕЭС энергетических районах.
4. Интеграция электроэнергетики в Едином экономическом пространстве ЕАЭС и увеличение экспорта электрической энергии и мощности, прежде всего на востоке страны.
В решении поставленных отраслевых задач важную роль должно сыграть развитие конкуренции и методов государственного (в том числе антимонопольного) регулирования тарифов в электроэнергетике и централизованном теплоснабжении.
В сфере теплоснабжения ключевым направлением преобразований станет изменение модели отношений в сфере теплоснабжения с ценообразованием на основе принципа
«альтернативной котельной», а также:
33 реализация моделей локальных рынков тепла, дающих потребителям реальную возможность выбора схем и способов теплоснабжения и стимулы для применения эффективных технологий; формирование на локальных рынках тепла единых теплоснабжающих организаций, ответственных за надежное и экономически эффективное теплоснабжение потребителей.
Магистральным направлением развития электроэнергетики является развитие конкуренции и долгосрочных отношений на оптовом и розничном рынках электрической энергии, в том числе: модернизация конкурентных моделей оптового и розничного рынков в электроэнергетике с обеспечением равноправия поставщиков и потребителей в формировании рыночного равновесия и эффективных механизмов и ценовых сигналов для инвестиций, в том числе увеличение объемов поставок по прямым контрактам (СДД) и снижение доли гарантирующих поставщиков; совершенствование конкурентных механизмов долгосрочной оптимизации баланса мощности, отбора и оплаты проектов в генерации, сетях и у потребителей по методам гарантирования доходности инвестиций совместно с развитием практики двусторонних долгосрочных договоров и биржевых инструментов хеджирования рисков; обеспечение принципа единообразия правил тарифного регулирования в сфере оказания услуг по передаче электрической энергии и разработка механизмов распределения и реализации ответственности за надежное энергоснабжение и качество услуг по передаче электрической энергии; построение эффективной отраслевой системы контроля деятельности энергетических компаний по подготовке и надежному прохождению объектами электроэнергетики максимумов нагрузок на базе функционирования рейтинговой модели с применением оптимального состава объективных расчетных критериев оценки; совершенствование и активное использование экономических механизмов, обеспечивающих консервацию части генерирующих мощностей в целях повышения эффективности производства электроэнергии на первом этапе и создание долгосрочного резерва для покрытия последующего прироста спроса на электрическую энергию на втором этапе; усиление роли потребителей на рынках электрической энергии (мощности) и системных услуг путем дифференциации условий поставок электроэнергии с учетом эластичности спроса, требований по надежности и качеству энергоснабжения; разработка рыночных механизмов, стимулирующих потребителей к активному участию в формировании розничного рынка электроэнергии (управление спросом посредством участия в регулировании графика нагрузки), с применением, в том числе, технологии хранения и аккумулировании электроэнергии и ее воспроизводства;
1. Модернизация и строительство новых нефтегазохимических мощностей по производству базовых мономеров.
2. Импортозамещение нефтегазохимической продукции и развитие внутреннего рынка.
Для решения указанных задач будет принят ряд мер, в том числе: государственная поддержка проектов по строительству крупных мощностей по производству базовых мономеров и полимеров; разработка и внедрение отечественных технологий нефтегазохимии;
28 оптимизация транспортной логистики, ликвидация «узких мест» в пропускной способности железных дорог, прежде всего, на участке Тобольск-Сургут Свердловской железной дороги; стимулирование повышения качества спроса на конечную нефтегазохимической продукцию.
В предстоящем периоде до 2035 года в нефтегазохимической промышленности получит развитие кластерный подход к формированию центров по глубокой переработке углеводородов с производственным ядром в виде крупных пиролизных мощностей (от 0,6 – 1 млн т по этилену и более) и последующим производством пластмасс, каучуков и продуктов органического синтеза, их переработки в полуфабрикаты и конечные изделия для потребительского рынка. Перспективным представляется создание и развитие шести кластеров: Северо-Западного, Волжского, Западно-
Сибирского, Каспийского, Восточно-Сибирского и Дальневосточного, расположенных вблизи источников сырья и рынков сбыта.
К 2020 году ожидается увеличение объемов производства этилена на 75 – 85 %, а к 2035 году – в 3,6 – 5 раз. Более 30 % всего лёгкого углеводородного сырья к 2020 году будет направлено на глубокую переработку, в дальнейшие (нефтегазохимические) переделы, к 2035 году этот показатель превысит 44 – 50 %.
Также намечается увеличение мощностей по производству крупнотоннажных пластмасс на 80 – 90 % к 2020 году и в 2,7 – 3,6 раз к 2035 году.
3.4. Угольная отрасль
Добыча угля в России в период с 2008 года увеличилась более чем на 14 %. Весь прирост добычи был обеспечен за счет роста прогрессивного открытого способа добычи.За эти годы: началось промышленное освоение Эльгинского месторождения, построена железная дорога, связывающая его с Байкало-амурской магистралью (БАМ); приступили к освоению Апсатского месторождения в Забайкальском крае; продолжалось развитие Инаглинского и Ургальского угольных комплексов с формированием необходимой инфраструктуры; началась подготовка к освоению Элегестского месторождения Улуг-Хемского угольного бассейна в Республике Тыва, в том числе строительство железной дороги до Транссиба; выполняются проектные работы по освоению Ерковецкого и Гербикано-Огоджинского угленосных районов в Амурской области.
Объем переработки угля на обогатительных фабриках увеличился с 2008 года почти в 1,5 раза. Осуществлялось техническое перевооружение отрасли, росла производительность труда рабочего по добыче угля, снижался уровень производственного травматизма.
29
Внутреннее потребление угля с 2008 года сократилось на 14 %, при этом его экспорт увеличился в 1,7 раза, в том числе за счет выхода на новые рынки стран АТР, прежде всего Китая, а также в Индию и Малайзию. Развивалась транспортно-логистическая инфраструктура, в том числе портовые мощности для экспорта угля (Ванино, Посьет, Усть-Луга, Находка и др.).
Ключевым внешним вызовом для российской угольной промышленности является усиление конкуренции в международной торговле углем из-за вероятного замедлении роста мирового спроса на уголь и увеличения затрат на его добычу и транспорт по России. В то же время прогнозы показывают возможность сохранения и укрепление российских позиций на внешних рынках с увеличением почти в полтора раза экспорта угля при увеличении до 65 % доли поставок на азиатский рынок.
Внутренней проблемой является ограниченная конкурентоспособность угля при сдерживании цен на газ и растущих издержках в угольной отрасли. Решение этой проблемы требует сохранения льготного тарифообразования на железнодорожную транспортировку угля.
По-прежнему острой проблемой является аварийность на предприятиях угледобычи с опасными горно-геологическими условиями, лишним подтверждением которой стала авария на шахте «Северная» в феврале 2016 года.
Для развития угольной отрасли необходимо решить следующие отраслевые задачи:
1. Обеспечение конкурентоспособности угольной продукции на внутреннем рынке с заменяющими ее энергоресурсами, а на внешнем – с альтернативными поставщиками.
2. Создание новых центров угледобычи в Республике Саха (Якутия), Республике Тыва,
Забайкальском крае и других регионах, а также энергоугольных комплексов для экспорта электроэнергии в сопредельные страны.
3. Сохранение достигнутого уровня и, при возможности, значимое увеличение экспорта угля, прежде всего в страны АТР.
Для решения указанных задач будет принят ряд мер, в том числе: совершенствование налогообложения отрасли; стимулирование использования новых технологий добычи угля, обеспечивающих кратное повышение производительности труда; развитие практики реализации энергетического угля на организованных торгах
(товарных биржах и в торговых системах); первоочередное лицензирование участков недр угольных месторождений, позволяющих вести разработку в наиболее безопасных горно-геологических условиях, сокращение выдачи лицензий на право пользования участками недр угольных месторождений с особо опасными горно-геологическими условиями;
30 оптимизация транспортной логистики и широкое использование механизмов долгосрочного тарифообразования на перевозки угля, ликвидация «узких мест» в пропускной способности железных дорог, прежде всего, на Транссибе, БАМе и Дальневосточной железной дороге, ускоренное развитие угольных терминалов, особенно на тихоокеанском побережье; государственная поддержка проектов глубокой переработки угля, развитие комплексного использования сопутствующих ресурсов и отходов переработки угля; последовательное приведение нормативных требований к организациям угольной отрасли в сфере охраны окружающей среды в соответствие с мировыми стандартами; плановая ликвидация бесперспективных организаций угольной промышленности в увязке с мерами социальной защиты высвобождаемых работников; стимулирование природоохранных мероприятий, включая переработку отходов и рекультивацию земель.
Рис. 5
Рис. 6
Добыча угля в консервативном сценарии стабилизируется на достигнутых уровнях, а в оптимистическом сценарии – на первом этапе возрастет на 14 %, при удвоении доли обогащенных и сортовых энергетических углей, на втором этапе – вырастет в 1,3 раза (до 490 млн т).
Уровни добычи угля, предусмотренные оптимистическим сценарием, будут достигнуты в случае благоприятной конъюнктуры внешних рынков, позволяющей увеличить экспорт угля в 1,2 раза на первом этапе и в 1,5 раза на втором, прежде всего в страны АТР.
3.5. Электроэнергетика и теплоснабжение
Производство электрической энергии с 2008 года увеличилось на 2,6 %, ее потребление – на 3%, установленная мощность электростанций – на 12,8 %.
31
В 2008 - 2015 гг. введено 28 ГВт новой установленной мощности, в том числе Богучанская
ГЭС, Няганская ГРЭС, Южноуральская ГРЭС, Усть-Среднеканская ГЭС. Завершено восстановление Саяно-Шушенской ГЭС после аварии 2009 года.
Введено в работу и реконструировано около 300 линий электропередачи напряжением
220 кВ и выше. Среди важнейших проектов следует назвать объекты энергообеспечения саммита
АТЭС в 2012 году во Владивостоке, Олимпиады–2014 в Сочи. В число крупнейших введенных в эксплуатацию электросетевых объектов входят также высоковольтная линия ВЛ 500 кВ Зейская
ГЭС – Амурская – Хэйхэ, обеспечивающая экспорт электрической энергии в КНР.
В мае 2016 года завершено строительство энергомоста через Керченский пролив мощностью 800 МВт, обеспечивающего связь энергосистемы Крыма с Единой энергосистемой
России (ЕЭС).
Получила развитие малая распределенная энергетика, в том числе в сфере теплоснабжения, роль которой в развитии конкуренции постоянно возрастает.
Прогнозируется опережающий рост доли потребления электрической энергии в общем энергопотреблении за счет углубления электрификации транспорта и жилищно-коммунального хозяйства.
В то же время в отрасли накоплено немало проблем и вызовов, среди которых: необходимость удовлетворения платежеспособного спроса на электрическую и тепловую энергию при одновременном обеспечении доступности цен и энергетической инфраструктуры; диспропорция между заявляемыми характеристиками электропотребления при технологическом присоединении и их последующими фактическими значениями; необходимость достижения эффективного сочетания систем централизованного электро- и теплоснабжения с развитием распределенной генерации и интеллектуализацией энергетических систем; износ основных фондов при недостатке стимулов для вывода их из эксплуатации или модернизации; резкий рост доли генерирующего оборудования, в том числе неэффективного, работающего в «вынужденном» режиме; несовершенство действующей модели отношений и ценообразования в сфере энерго- и теплоснабжения и недостаток конкуренции на оптовом и розничном рынках энергии и мощности; чрезмерно высокая доля используемого импортного оборудования по отдельным технологическим направлениям (газовые турбины, трансформаторы и др.); частые изменения в подходах к тарифообразованию;
32 недостаточный уровень автоматизации технологических процессов и повышение уязвимости объектов, связанное с усложнением систем и алгоритмов управления этими объектами; нехватка высококвалифицированных кадров.
В 2015 году Правительством Российской Федерации внесены изменения в модель конкурентного отбора мощности (КОМ). Начиная с 2015 года в российской энергетике КОМ проводится на четыре года вперед, что позволяет участникам оптового рынка электрической энергии (мощности) прогнозировать финансовые потоки в долгосрочной перспективе. Кроме того, проведение долгосрочных КОМ обеспечивает оптимизацию операционных и инвестиционных затрат в отрасли, а также стимулирует генерирующие компании выводить неэффективное генерирующее оборудование из эксплуатации.
Стоящие перед отраслью задачи включают в себя:
1. Вывод из эксплуатации экономически неэффективного, физически и морально устаревшего энергетического оборудования с введением необходимого объема новых мощностей преимущественно на базе использования отечественных технологий и оборудования, и с сохранением приоритета выработки электрической и тепловой энергии в комбинированном режиме.
2. Модернизация и развитие ЕЭС с последовательным присоединением к ней ряда изолированных энергосистем (с учетом возможных технико-экономических последствий) при обеспечении эффективной надежности электроснабжения в сочетании с интеллектуализацией систем.
3. Оптимизация структуры и загрузки электро- и теплогенерирующих мощностей по типам генерации (с учетом маневренности оборудования) и видам используемых энергоресурсов как основы совершенствования структуры ТЭБ страны и регионов, в том числе в изолированных от ЕЭС энергетических районах.
4. Интеграция электроэнергетики в Едином экономическом пространстве ЕАЭС и увеличение экспорта электрической энергии и мощности, прежде всего на востоке страны.
В решении поставленных отраслевых задач важную роль должно сыграть развитие конкуренции и методов государственного (в том числе антимонопольного) регулирования тарифов в электроэнергетике и централизованном теплоснабжении.
В сфере теплоснабжения ключевым направлением преобразований станет изменение модели отношений в сфере теплоснабжения с ценообразованием на основе принципа
«альтернативной котельной», а также:
33 реализация моделей локальных рынков тепла, дающих потребителям реальную возможность выбора схем и способов теплоснабжения и стимулы для применения эффективных технологий; формирование на локальных рынках тепла единых теплоснабжающих организаций, ответственных за надежное и экономически эффективное теплоснабжение потребителей.
Магистральным направлением развития электроэнергетики является развитие конкуренции и долгосрочных отношений на оптовом и розничном рынках электрической энергии, в том числе: модернизация конкурентных моделей оптового и розничного рынков в электроэнергетике с обеспечением равноправия поставщиков и потребителей в формировании рыночного равновесия и эффективных механизмов и ценовых сигналов для инвестиций, в том числе увеличение объемов поставок по прямым контрактам (СДД) и снижение доли гарантирующих поставщиков; совершенствование конкурентных механизмов долгосрочной оптимизации баланса мощности, отбора и оплаты проектов в генерации, сетях и у потребителей по методам гарантирования доходности инвестиций совместно с развитием практики двусторонних долгосрочных договоров и биржевых инструментов хеджирования рисков; обеспечение принципа единообразия правил тарифного регулирования в сфере оказания услуг по передаче электрической энергии и разработка механизмов распределения и реализации ответственности за надежное энергоснабжение и качество услуг по передаче электрической энергии; построение эффективной отраслевой системы контроля деятельности энергетических компаний по подготовке и надежному прохождению объектами электроэнергетики максимумов нагрузок на базе функционирования рейтинговой модели с применением оптимального состава объективных расчетных критериев оценки; совершенствование и активное использование экономических механизмов, обеспечивающих консервацию части генерирующих мощностей в целях повышения эффективности производства электроэнергии на первом этапе и создание долгосрочного резерва для покрытия последующего прироста спроса на электрическую энергию на втором этапе; усиление роли потребителей на рынках электрической энергии (мощности) и системных услуг путем дифференциации условий поставок электроэнергии с учетом эластичности спроса, требований по надежности и качеству энергоснабжения; разработка рыночных механизмов, стимулирующих потребителей к активному участию в формировании розничного рынка электроэнергии (управление спросом посредством участия в регулировании графика нагрузки), с применением, в том числе, технологии хранения и аккумулировании электроэнергии и ее воспроизводства;