Проект развития малой гидроэнергетики в Дагестане

3.2 Проект развития малой гидроэнергетики в Дагестане.

Ведущей идеей принципиально новой программы развития
энергетического комплекса Дагестана должна стать мысль об отказе от
топливной концепции развития и переход к энергетике, основанной на
широкомасштабном освоении возобновляемых энергоресурсов.

Бестопливная концепция энергетики - это не голая идея, а результат
обобщения прогрессивных тенденций мирового энергетического опыта,
изучение ее технических , экономических и экологических аспектов, оценки

характеристик действующего топливно-энергетического комплекса и
потенциала возобновляемых энергоносителей в республике Дагестан.
Предполагаемая бестопливная концепция - единая методологическая основа
создания бестопливных энергетических комплексов в любом регионе, где есть достаточный потенциал возобновляемых энергоносителей. Она включает в себя конкретные схемы освоения энергоресурсов, бестопливных технологий, проекты и программы реализации энергообъектов и механизм организации управления.

Одним из главных и необходимых условий создания бестопливных
энергокомплексов в любом регионе является уровень природного потенциала
его возобновляемых энергоносителей.

Наиболее отработано в мировой практике широкомасштабное освоение гидроресурсов посредством создания ГЭС средней и малой мощности.

Потенциальные возможности развития малой гидроэнергетики Северо-Кавказского региона достаточно велики. Малыми ГЭС может быть освоен гидроэнергетический потенциал малых и средних рек, в также верховий крупных рек. В табл. 21 приведена величина потенциала малой гидроэнергетики Северного Кавказа в сопоставлении с общим гидроэнергетическим потенциалом региона.

Согласно табл. 20 на одну долю малой гидроэнергетики приходится
около 40 % валового гидроэнергетического потенциала и около 30 %
технического.

Малыми ГЭС в регионе может быть использован гидроэнергетический потенциал не только неосвоенных рек, ни и уже зарегулированных водотоков. Имеется в виду возможность строительства малых ГЭС при водохранилищах неэнергетического назначения (ирригационных, водоснабженческих и т.д.), на участках сосредоточенных перепадов на каналах,
трактах переброски стока и других. В табл. 21 приведен технический
гидроэнергетический потенциал водохзяйственных объектов, при которых
целесообразно строительство малых ГЭС.

В результате анализа материалов обследования малых ГЭС,
расположенных в Дагестане, действующие малые ГЭС находятся в эксплуатации более 30 лет. Техническое оборудование станций изношено и требует замены, электротехническое оборудование, системы автоматизации и телемеханики устарели и требуют модернизации.

Таблица 21.

Технический гидроэнергетический потенциал водохозяйственных объектов, млрд. кВт. ч.[14]

Объекты	Всего	В т. ч. крупнейшие
Водохранилища неэнергетического назначения	1,07	0,5
Перепады каналов водохозяйственного назначения	0,3	0,2

В результате анализа материалов обследования малых ГЭС,
расположенных в Дагестане, действующие малые ГЭС находятся в эксплуатации более 30 лет. Техническое оборудование станций изношено и требует замены, электротехническое оборудование, системы автоматизации и телемеханики устарели и требуют модернизации.

Списанные малые ГЭС находятся, как правило в неудовлетворительном состоянии: подпорные сооружения разрушены, механическое оборудование в нерабочем состоянии, основное техническое оборудование демонтировано. Общая характеристика выявленных действующих и списанных малых ГЭС приведена в приложении 2 и 3. На основе предварительных проработок по оценке технических
возможностей реконструкции и восстановления малых ГЭС и затрат в эти
мероприятия, выполненных институтом «Гидропроект» и его отделами в разное время, в настоящей работе отобраны перспективные малые ГЭС .

Как показывают исследования, все действующие малые ГЭС являются
рентабельными источниками энергии и должны быть сохранены в эксплуатации.
Работы по реконструкции этих станций должны выполняться в плановом
порядке ведомствами, к которым они принадлежат.

На основе анализа по перспективным объектам строительно-
хозяйственных условий, технико-экономических показателей, состояния
разработок и условий поставок технологического оборудования и с учетом
мнения энергосистем отобраны первоочередные малые ГЭС:

1. Каскад Хновских малых ГЭС, расположен на реке Даличай вблизи с. Хнов Ахтынского района Республики Дагестан. Задачей строительства
Хновских малых ГЭС является энергоснабжение отдаленного и ненадежно
снабжаемого Ахтынского района, обеспечение стабильности напряжения на
концевых участках линий электропередачи (г. Дербент - с. Ахты - с. Хнов), а в случае выхода из строя ЛЭП обеспечение автономного снабжения
электроэнергией с. Хнов и прилегающего района. Суммарная установленная
мощность Хновских малых ГЭС составит 7,2 МВт, среднемноголетняя
выработка энергии 28,2 млн. кВт. ч.

Все три станции запроектированы по деривационной схеме с
использованием одного головного водозаборного узла (по принципу «труба в
трубу»).

2. Хиндихская малая ГЭС располагается на реке Сараор (бассейн
Аварского Койсу) на расстоянии 6.0 км от устья, предназначена для обеспечения надежности энергоснабжения поселка Хиндах. Установленная мощность малой ГЭС составит 1,2 МВт, среднемноголетняя выработка энергии - 9,3 млн.кВт.ч..В состав основного сооружения узла входят:

водозаборные сооружения с отстойником;

деривация;

станционный узел.

3. Суметинская малая  ГЭС, располагается на реке
Каралазургер в 6,5 км от устья, предназначена для энергоснабжения поселка
Сумета. Установленная мощность малой ГЭС составляет 1,8 МВт.,
среднемноголетняя выработка энергии - 12,5 млн.кВт.ч..
В состав основных сооружений малой ГЭС входят:

грунтовая плотина;

водосбросные сооружения;

водоприемник ГЭС;

деривация;

станционный узел.

4. Каратинская малая ГЭС, располагается на реке Ахвах в 2,8 км от устья, предназначается для энергоснабжения поселка Карата. Установленная мощность малой ГЭС составляет 3,0 МВт, среднемноголетняя выработка энергии - 16,6 млн.кВт.ч.. Полезный объем водохранилища Каратинской малой ГЭС, необходимый для ведения недельного регулирования, принимался равным объему заполнения за 60 часов нерабочего времени в декабре маловодного года - 75 %.

В зимний период Каратинская малая ГЭС будет иметь 12 часовую зону работы по будним дням недели.

Каратинская малая ГЭС по составу сооружений, конструкции и
компоновочным решениям аналогична малой ГЭС на реке Каралазургер.

Строительство малых ГЭС требует определенных финансовых затрат. Но прежде чем вкладывать деньги в строительство, мы должны выявить
финансовую эффективность данного проекта.

Исходными данными для определения финансовой эффективности
инвестиций в строительство ГЭС являются:

капиталовложения и ежегодные издержки по ГЭС;

доход, получаемый от реализации электроэнергии;

источники и условия финансипования стпоительства.

Капиталовложения в строительство ГЭС определяются на основе договорной цены. При этом должна учитываться
проходящая либерализация цен на энергоносители.

Ежегодные издержки по ГЭС состоят из отчислений на реновацию и
эксплуатационных расходов, включающих затраты на капитальный и текущий ремонты, расходов на заработную плату эксплуатационного персонала и прочих расходов

Эксплуатационные расходы определены исходя из условий полной
автоматизации ГЭС и осуществления ремонтного обслуживания ГЭС
сервисными службами энергосистемы.

Доход, получаемый от реализации энергии ГЭС, оценивается
произведением тарифа на электроэнергию у потребителя на выработанную ими электроэнергию. При этом учитываются потери в ЛЭП и необходимость
отнесения части прибыли от реализации электроэнергии малых ГЭС на сетевые и системные фонды, необходимые для доведения электроэнергии малых ГЭС до потребителя.

 По расчетам доход малых ГЭС составит от 4 до 11
тыс. долларов, срок окупаемости до 2-4 года.

Такие экономические показатели должны заинтересовать потенциальных инвесторов.

Возможны следующие источники финансирования строительства малых ГЭС: амортизационные отчисления на полное восстановление основных фондов; инвестиционный фонд; местный бюджет; кредиты коммерческих банков; создание акционерного общества (АО).

Амортизационный фонд по-видимому будет расходоваться на
капиталовложения в те объекты, за счет отчислений от фондов которых он
формируется (крупные ТЭЦ и ГЭС, электрические и тепловые сети). Мало
вероятно, что этот фонд будет расходоваться на финансирование строительства малых ГЭС.

Инвестиционный фонд, который образуется благодаря включению
соответствующей статьи в структуры формирования тарифов, теоретически
является одним из возможных источников финансирования строительства малых ГЭС. Однако, как отмечалось выше, формирование тарифов является
прерогативой правительственных органов, которые, в первую очередь, должны заботиться о социально-экономических последствиях тех или иных решений. Поэтому величина этого фонда, если его создадут, будет сравнительно небольшой, и возможность его использования для финансирования строительства малых ГЭС будет весьма ограниченной.

Финансирование из республиканского бюджета теоретически должно
быть ощутимым.

В Федеральной целевой Программе социально-экономического развития Республики Дагестан на период до 2001 года в группу приоритетных инвестиционных проектов, отличающихся высокой коммерческой и бюджетной эффективностью включен также проект ОАО «Дагэнерго» по строительству малых ГЭС. В качестве основных источников средств для реализации Программы указаны:

собственные средства предприятий - 31,45 %
средства федерального бюджета - 21,91 %
средства республиканского и местных бюджетов - 19,64 %
средства отечественных коммерческих банков - 16,49 %
средства других внебюджетных источников - 10,5 %

Финансирование из бюджетов всех уровней предусматриваться на безвозвратной основе.

Финансирование малых ГЭС из местного бюджета на современном
уровне развития экономики страны, когда требуют первоочередного решения
острейшие социальные проблемы, является маловероятным.

Финансирование за счет кредитов коммерческих банков безусловно
является одним из возможных путей финансирования строительства малых ГЭС. Но эти инвесторы предоставляют кредиты по очень высокой процентной ставке и большинство из выживших на сегодняшний день коммерческих банков не в состоянии выдавать кредиты сколько ни будь значительного объема.

В этих условиях наиболее реальным путем финансирования является
создание акционерного общества по строительству и эксплуатации малых ГЭС.

Отбор первоочередных объектов, предназначенных для финансирования за счет акционерного капитала, производился на основе финансово-экономической эффективности первоочередных малых ГЭС, минимальных сроков возврата капитала, наличия проектной документации, реальных сроков поставки отечественного оборудования. На основании приведенных выше факторов выбраны Хновские малые ГЭС для их финансирования за счет акционерного капитала.

В качестве потенциальных акционеров при строительстве малых ГЭС
могут рассматриваться потенциальные потребители энергии малой ГЭС,
энергосистемы, коммерческие структуры, физические лица.

Эти инвесторы могут участвовать в финансировании строительства
малых ГЭС на акционерных началах с последующим участием в прибыли,
получаемой от реализации электроэнергии, производимой на ГЭС,
пропорционально вложенным средствам, или за вложенный капитал получать электроэнергию.

В настоящей работе приняты следующая расчетная схема формирования АО Первоначально создается минимальный уставной фонд за счет потенциальных акционеров (см. Табл. 23). Эмиссия акций производится
ежегодно на годовой объем строительно-монтажных работ и необходимых

поставок оборудования. Суммарный акционерный капитал принимается
достаточным для финансирования примерно 50 % объема затрат на
осуществление намечаемой программы строительства малых ГЭС.

Предполагается, что дивиденды выплачиваются ежегодно, начиная с
первого года выпуска акций (начала строительства ГЭС), в размере 15 % к
номинальной стоимости акций. Откладывание выплаты дивидендов до
получения энергетического эффекта, предоставляется нецелесообразным, так как это может снизить заинтересованность потенциальных соучредителей во
вкладывание средств в уставной фонд АО.

В связи с тем, что в принятой расчетной схеме выплата дивидендов
начнется раньше, чем АО получит прибыль от реализации энергии, на
соответствующую величину используются кредиты коммерческих банков и
другие источники.

Вообще говоря , соотношение между заемным и акционерным капиталом является сложной задачей. Чем выше для акционерного капитала, тем меньше доход на каждую отдельную акцию. Чем выше доля заемных средств, тем больше сумма оплачиваемых процентов. Поэтому окончательно вопрос об определении оптимальной доли акционерного и заемного капитала должен быть решен на уровне ОАО «Дагэнерго» и ТЭО «Южэнерго».

Учитывая, что вложение средств в гидростроительство является
надежным помещением капитала, не зависящим от конъектуры цен на топливо и дающих быстрый возврат капитала, строительство малых ГЭС на акционерных началах должно быть привлекательным для потенциальных инвесторов.

Ниже приведены предложения по составу предполагаемых акционеров для инвестирования первоочередных малых ГЭС. (см. табл. 23).

Таблица 23
Энергетический эффект малых ГЭС, потенциальный состав акционеров.[15]

	Наименование малых ГЭС	Установл. Мощ-ть., МВт.	Ср.мног. выработ эл.эн., Млн.кВтч ас.	Предполагаемый Состав Акционеров.
	Хновские (3 шт.).	7,2	27,2	1.0АО «Дагэнерго»
	Каратинская	3	16,6	2.ТЭО «Южэнерго»
	Хиндахская	1,2	9,0	3. ЧиркейГЭСстрой 4. Сызранский завод
	Суметинская	1,8	12,5	4. ЧиркейГЭСстрой
	Итого	13,2	65,3

Данные, приведенные в табл. 23, показывают, что наибольший
энергетический эффект за счет создания акционерного общества по
строительству малых ГЭС, может быть достигнут на Каскаде Хновских малых ГЭС.

Расчеты, произведенные институтом «Гидропроект» г. Ростов на Дону, показали, что всего энергетический эффект рекомендуемых к строительству акционерным обществом малых ГЭС, позволит сэкономить около 17 тыс. тонн органического топлива, что снизит выброс вредных веществ в атмосферу и смягчит экологическую ситуацию в регионе.

Заключение.

Россия богатая страна и обладает огромными запасами органических
топлив: 45 % мировых запасов природного газа, 23 % угля и 13 % нефти
находится в ее недрах. Определенную часть этих запасов хранят в себе недра
Республики Дагестан.

1.Дагестан является одним из богатых водными ресурсами
регионов СНГ. Почти 40 % гидроэнергетического потенциала речного стока
Северного Кавказа сосредоточено в Дагестане. По насыщенности территории
гидроэнергетическими ресурсами среди республик и областей Северного
Кавказа Дагестан занимает третье место, после Северной Осетии и Кабардино-Болкарии.

2.По сравнению со странами СНГ по величине
гидроэнергетических ресурсов Республика Дагестан занимает шестое место, а понасыщенности территории этими ресурсами третье место, после Таджикистана и Грузии.

3.Топливно-энергетический комплекс является ведущей отраслью
народного хозяйства республики. Рост валового регионального продукта (ВРП) -2,6 %, достигнут за счет топливно-энергетического комплекса. За последние годы ТЭК в Дагестане «вырос» в десять раз. В 1990 г. в структуре
промышленного производства он занимал всего 4,4 %, а сейчас 42,5 % и
основными налогообразующими составными доходной части бюджета являются объекты ОАО «Дагэнерго» и ОАО «Дагнефть».

4.ОАО «Дагэнерго» полностью справляется с возложенными на
него обязательствами. Электроснабжением охвачена вся территория республики. Впервые за годы изолированной от ЕЭС России работы «Дагэнерго» вт республике не было принудительных отключений электричества в осенне-зимний период из-за нехватки собственной энергии. В прошлом году наши электростанции выработали более 3820 млн. кВт. час электроэнергии, намного больше уровня 1997 г. Финансовое состояние ОАО «Дагэнерго» можно оценитькак хорошее.

5. На долю малой гидроэнергетики приходится
около 40 % валового гидроэнергетического потенциала региона и около 30 %
технического потенциала. Малыми ГЭС в республике может быть использован
гидроэнергетический потенциал не только неосвоенных, но и уже
зарегулированных водотоков.

6.ОАО «Дагэнерго» реализует проект по строительству малых
ГЭС. Предусматривается строительство 31 малой ГЭС общей установленной
мощностью 80570 кВт. и выработкой 408,4 млн. кВт. час электроэнергии. Все
створы для строительства малых ГЭС выбраны в бассейнах рек Сулак и Самур. Конструктивные решения малых ГЭС разрабатывались в виде унифицированных деривационных схем с водозаборными сооружениями и станционными узлами, с типовыми гидроагрегатными блоками.

7.Малая гидроэнергетика не зависит от конъектуры непрерывно
растущих цен на топливо, потребностью в небольших единовременных
вложениях средств, дающих отдачу через 2-3 года с момента вложения, а также надежностью помещения капитала в гидроэнергетическое строительство.

8.Специфика малой гидроэнергетики (относительно небольшие
абсолютные размеры затрат и сроки строительства, заинтересованность ряда
инвесторов) обуславливает некоторую специфику подходов к способам ее
финансирования и как следствие и экономического обоснования эффективности малых ГЭС.

9.Проанализированы различные источники финансирования
строительства малых ГЭС и сделан вывод о предпочтительности для этой цели создания акционерного общества. В настоящей работе принята следующая расчетная схема формирования АО. Первоначально создается минимальный уставной фонд за счет потенциальных инвесторов. Эмиссия акций производится ежегодно на годовой объем строительно-монтажных работ и необходимых поставок оборудования. Суммарный акционерный капитал принимается достаточным для финансирования примерно 50 % объема затрат на осуществление намечаемой программы строительства малых ГЭС.

10. В качестве объектов  для финансирования за счет
акционерного капитала, предложены шесть малых ГЭС, имеющие наиболее
высокие показатели финансовой эффективности, а именно:

а) объем капиталовложений составил 13,0 - 46,5 тыс. долларов США;

б) годовой доход от деятельности малых ГЭС составил 4-11 тыс.
долларов США;

в) срок окупаемости малых ГЭС составил 2-4 года.
При этом учитывалась степень проектной подготовленности и возможность
поставки отечественного оборудования.

11. Эта работа должна быть продолжена. Особое внимание при этом
должно быть уделено уточнению состава малых ГЭС, строительства которых
должно быть осуществлено акционерным обществом, уточнению состава
потенциальных инвесторов, определению оптимального сочетания акционерного и заемного капитала.

ГЛОССАРИЙ.

Акватория - поверхность воды, участок водоема.

ВРП - валовой региональный продукт подсчитывается по так
называемому территориальному признаку. Это совокупная стоимость продукции сферы материального производства и сферы произведенного в данном регионе за год.

ВИЭ - возобновляемые источники энергии. К ним относятся: солнечная, ветровая, гидравлическая, биогазовая, геотермальная, волновая виды энергии.

Газоконденсат - газовая смесь, выделяющаяся при добыче нефти.

Гидроагрегатный блок - включает в себя турбину и гидрогенератор – это основной блок ГЭС.

Гидрогенератор - машина для превращения водной энергии в
электрическую.

Глубина верхнемелового отложения - толщина горизонта пород, где
концентрируется нефть.

Головной водозаборный узел - непосредственно плотина и водоприемное сооружение для приема на ГЭС.

Деривация (схема) - сооружение, выполненное в виде напорного
железобетонного трубопровода, диаметром в свету 1,2 м., составленного из
стандартных сборных железобетонных секций длиной до 5 м. каждая.
Предназначена для увеличения высоты и силы сброса воды на агрегат.

ЛЭП - линия электропередачи.

Отстойник - тонкостенное железобетонное сооружение с габаритами в
плане 17,0 х 7,6 м и максимальной высотой 4,2 м для первоначального отстоя
воды и ее фильтрации.

Орография - наука о рельефе земной поверхности.

ОЭС - объединенные электрические сети.

ПГУ - парогазотурбинная установка.

ПГЭС - парогазотурбинная электростанция .

РАО «ЕЭС России» - Российское Акционерное Общество
«Единые электрические сети России».

Сбросный поток - сооружение для отвода воды с ГЭС.

Станционный узел - здание ГЭС и вспомогательное хозяйство.

Турбина - двигатель с ротором, в котором энергия пара, газа или
движущейся воды преобразуется в механическую рабогу.

ТЭО - территориальное энергетическое объединение.

Т.у. т. - единица измерения энергии, получаемой от возобновляемых
источников, (тонн условного топлива).

Эксплуатационные скважины - действующая скважина по добыче нефти, газа.

Список литературы.

1. Алиев В.Г. Основы эффективной экономики. Махачкала. ИГЩ. 1996 г. С. 119-126, 160-189,243-250.

2. Бабурин Б.Л., Фаин И.И. Экономическое обоснование
гидроэнергостроительства. М. Энергия. 1995 г. С. 17-29, 51-83, 117.

3. Булатов А.С. Экономика. М. 1996 г. С. 205, 471-475.

4. Временные указания по определению экономической эффективности капитальных вложений при проектировании гидроэнергетических объектов. Минэнерго СССР. ГлавНИИпроект. М. 1988 г. С. 30-81.

5. Годовой отчет о производственной деятельности ОАО «Дагэнерго» за 1995 год. Махачкала. 1995 г. С. 11-89.

6. Годовой отчет о производственной деятельности ОАО «Дагэнерго» за 1998 год. Махачкала. 1998 г. С. 12-97.

7. Замахаев B.C.. Энергетика и речные системы. М. Энергия. 1989 г. С. 20-27,91-118.

8. Инструкция по определению экономической эффективности
капитальных вложений в строительство. М. Стройиздат. 1992 г. С. 45-49, 120.

9. Марканова Т.К. Научно-техническое и экономическое обеспечение
развития малой гидроэнергетики в России (Северный Кавказ). M.I 994 г. С. 4-27, 52-77, 84.

10. Материалы к общему собранию акционеров ОАО «Дагэнерго» 30.04. 1999 г. Махачкала. 1999 г.

11. Мирзоев Д.А. Состояние и пути повышения эффективности развития и освоения месторождений нефти и газа в Дагестане. Махачкала. 1988 г. С. 170-210.

12. Мирзоев Д.А., Парбудагов В.М., Беньяминов И.Б.. Прогнозные запасы нефти и газа в Дагестане и основные направления геологоразведочных работ. Махачкала. 1992 г. С. 61-82, 210-237.

13. Михайлов Л.П., Боровой А.А., Непорожный А.Н.
Гидроэнергетика и комплексное использование водных ресурсов. М.
Энергоиздат. 1990г. С. 170-300.

14. Муслимов В.Х. Гидроэнергетические ресурсы Республики Дагестан .Махачкала. 1992 г. С. 120-138.

15. Основные положения по определению экономической эффективности гидроэнергетических объектов. Минэнерго СССР. М. 1991 г. С. 128-147.

16. Разработка предложений по развитию ОЭС и ЕЭС РФ на период до
2000 года с перспективой до 2010 года. Ростов -на -Дону. Институт
«Южэнергосетьпроект». 1998 г. С. 10-57, 82-99.

17. Сабанаев К.А. Нефть и газ Дагестана. Махачкала. 1993 г. С. 12-68, 127.

18-Сивокоз В.Н. Рациональное сочетание отраслевого и
территориального управления топливно-энергетическим комплексом (на
примере Республики Дагестан). М. 1997 г. С. 69-74, 180.

19-Турсунов А.А. Топливный эффект проектируемых
гидроэлектростанций. М. Энергия. 1993 г. С. 19-75.

20. Юсупова М.Е. О совершенствовании экономического механизма
использования ресурсов недр в нефтегазоносных районах. Т.2. Методы
планирования и управления природными ресурсами. Махачкала. 1992 г. С. 127-130.

21. Энергетические ресурсы СССР. T.I. Гидроэнергетические ресурсы. М. Наука. 1987 г. С. 10-52, 80-216.

22. Асланян Г.С., Молодцов С.Д. Возобновляемые источники энергии на мировой сцене.// Энергия. 1997 г. № 3. С. 3-11.

23. Безруких П.П. Экономические проблемы нетрадиционной
энергетики.// Энергия. 1995г. № 8. С. 2-6.

24. Гидроэнергетическое строительство в горных условиях.//
ГрузНИИЭГС . Энергия. 1997 г. Сб. статей; Вып. 5. С. 13-45.

25. Использование возобновляемых источников энергии в России
(Российский Национальный Доклад).// Энергия. 1996 г. № 11.

26. Конопляник А. Финансирование энергетики: условия для частных инвестиций. // Энергия. 1998 г. № 9. С. 2 -9.

27. Корякин Ю.Н., Дьяконов В.Л. Энергетическая стратегия России.//
Энергия. 1998 г. № 7. С. 2-10.

28. Крылов Д.А., Путинцева В.Е. ТЭК России: окружающая среда и
статистика. // Энергия 1999 г. № 2. С. 3-12.

29. Мальцев А.В., Макарова Е.С. Экологическая цена энергии. //
Энергия. 1998 г. № 10. С. 2-7.

30. Некиченович Н. Перспективы энергетики Евразии. // Энергия. 1998 г.№ 12.С. 2-10.

31-Петрикова Т.В. Новая схема купли-продажи электроэнергии. //
Энергия. 1998 г. № 8. С. 9-13.

32. Румянцев В.К. Преодолимы ли экологические минусы
гидроэнергетики. // Энергия. 1998 г. № 11. С. 26-32.

33. Сидоренко В.А. Атомная энергетика: прошлое, настоящее, будущее //Энергия. 1995 г. № 11. С. 2-7.

34. Соболь Я.Г. Ветроэнергетика в условиях рынка. // Энергия. 1995 г. №11. С. 18-25.

35. Алиев Б.М. Возобновляемая энергетика. //Дагестанская правда. 1994 г.11 С. 2.

36. Баширов К.М. Энергетика Дагестана. // Дагестанская правда. 1997 г.24 сентября С. 2.

37. Гамзатов Р.Б. Рациональное использовать топливно-энергетические ресурсы. // Дагестанская правда. 1996г. 29 августа, с. 3,

38. Лагеев А.С. Ирганайская ГЭС - старт взят. // Дагпресс. 1998 г. № 51.

39. Магомедов К.М. «Дагэнерго» не хочет быть монополистом. // Новое дело. 1998 г. 7 марта С. 2-3.

40. Шамов Г. Наши природные кладовые. // Дагестанская правда. 1997 г. 1 января. С. 3.

[1] Муслимов В. X.. Гидроэнергетические ресурсы Республики Дагестан. Махачкала. 1992. С. 15.

 1 Муслимов В. X.. Гидроэнергетические ресурсы Республики Дагестан. Махачкала. 1992. С. 16.

[3] Муслимов В. X. Гидроэнергетические ресурсы Республики Дагестан. Махачкала. 1992. С. 17.

[4] Муслимов В. X. Гидроэнергетические ресурсы Республики Дагестан. Махачкала. 1992 г.

[5] Энергетические ресурсы СССР. Т. 1. М. Наука. 1987. С. 52.

[6] Энергетические ресурсы СССР. Т. 1. М. Наука. 1987 г. С. 67.

[7] Там же

[8] Годовой отчёт о производственной деятельности ОАО « Дагэнерго » за 2000 г.

[9] Годовой отчет о производственной деятельности ОАО «Дагэнерго» за 2000 г. Махачкала.

[10] Схема развития дагестанской энергетики на период до 2005 г. Р.н.д.1998

[11] Схема развития дагестанской энергосистемы с учетом перспективы до 2005 г. Ростов н.Д. 1998 г. С 25

[12] Схема развития дагестанской энергосистемы с учетом перспективы до 2005 г. Ростов н.Д. 1998 г.

[13] Схема развития дагестанской энергосистемы с учетом перспективы до 2005 г. Ростов н. Д. 1998 г.

[14] Проект развития малой гидроэнергетики на Северном Кавказе. Ростов н. Д. «Гидропроект». 1998 г.

[15] Программа развития малой гидроэнергетики на Северном Кавказе. «Гидропроект». Ростов н. Д. 1998 г.