Технико-экономический анализ влияния регуляторных барьеров на инвестиционную привлекательность солнечной микрогенерации в России

В статье представлен комплексный технико-экономический анализ регуляторных барьеров, сдерживающих развитие солнечной микрогенерации в России. На основе детализированного почасового имитационного моделирования энергобаланса, учитывающего климатические условия, технические параметры солнечных электростанций и стохастические характеристики электропотребления домохозяйств, для четырех различных регионов количественно оценено влияние ключевых регуляторных факторов на срок окупаемости объектов микрогенерации. Установлено, что при текущих условиях (высокая стоимость технологического присоединения объектов микрогенерации и продажа излишков электроэнергии по цене, рассчитываемой на базе показателей оптового рынка) сроки окупаемости составляют от 8 лет до 19 лет, что делает проекты инвестиционно непривлекательными. С помощью анализа чувствительности показано, что доминирующим системным барьером является асимметричная тарифная политика. Показано, что внедрение механизма продажи излишков электроэнергии по розничному тарифу является ключевой мерой, способной сократить срок окупаемости и стимулировать развитие данного сектора энергетики.

Кугучева Д.К., преподаватель кафедры энергетики ФГБОУ ВО «Калининградский государственный технический университет»
Харитонов М.С., к.т.н., доцент кафедры энергетики ФГБОУ ВО «Калининградский государственный технический университет»

Одним из направлений структурной трансформации топливно-энергетического комплекса России выступает увеличение доли низкоуглеродных источников, в том числе возобновляемых источников энергии (ВИЭ) в энергобалансе страны.

Особую роль в этом процессе имеет развитие распределенной генерации, в частности микрогенерации в секторе частных домохозяйств. Актуальность данного сегмента обусловлена, с одной стороны, высоким энергопотреблением жилищно-коммунального хозяйства (рисунок 1а), а с другой, устойчивым ростом сектора индивидуального жилищного строительства (рисунок 1б), формирующим значительный потенциал для внедрения генерирующих установок.

Ключевой технологией микрогенерации в данном сегменте выступают фотоэлектрические преобразователи (ФЭП) [1], что обусловлено возможностью наращивания установленной мощности солнечной электростанции за счет модульного принципа построения, а также относительной простотой монтажа и эксплуатации для частных пользователей [2]. В связи с этим дальнейший анализ в работе сфокусирован именно на объектах микрогенерации на базе ФЭП.

Для стимулирования развития микрогенерации была разработана нормативно-правовая база, ключевым элементом которой стал Федеральный закон № 471-ФЗ, который ввел в основной отраслевой закон «Об электроэнергетике» (№ 35-ФЗ) понятие «объект микрогенерации», закрепив технические ограничения (максимальная установленная генерирующая мощность объекта не должна превышать 15 кВт, его технологическое присоединение осуществляется к электрическим сетям напряжением до 1000 В) и предоставив владельцам объектов право продавать излишки электроэнергии в сеть (рисунок 2а). Важно отметить, что в связи с небольшим количеством заключенных договоров на подключение объектов микрогенерации (рисунок 2б), в настоящее время на правительственном уровне инициировано обсуждение дальнейших шагов по стимулированию этого сектора. В частности, 1 августа 2025 года Минэнерго России вынесло на общественное обсуждение проект федерального закона «О внесении изменений в Федеральный закон «Об электроэнергетике» в части стимулирования развития микрогенерации». Ключевое предлагаемое изменение — отказ от фиксированного ограничения мощности в 15 кВт и наделение Правительства Российской Федерации полномочиями по определению этого предельного значения. Согласно пояснительной записке, данная мера позволит гибко реагировать на технологические достижения и будет способствовать развитию рынка более мощных микрогенерирующих установок [3].

В рамках действующего законодательства и в контексте данной работы под объектом микрогенерации понимается сетевая солнечная электростанция, не оснащенная системами накопления энергии. Принцип работы объекта микрогенерации заключается в том, что вся вырабатываемая фотоэлектрическими модулями электроэнергия через сетевой инвертор направляется на собственное потребление домохозяйства, а излишки электроэнергии отдаются во внешнюю сеть. Данная особенность (отсутствие накопителя) делает владельца объекта микрогенерации полностью зависимым от условий покупки электроэнергии из сети и продажи ее излишков.

Проведенный анализ типовых договоров, заключаемых гарантирующими поставщиками с владельцами объектов микрогенерации в различных регионах России, показывает, что практическая реализация права продажи излишков электроэнергии в сеть основана на асимметричной финансовой модели. Стоимость излишков электроэнергии, выкупаемых у домохозяйства, определяется не по розничному тарифу, а на основе средневзвешенных цен оптового рынка.

Для владельцев объектов микрогенерации, которые относятся к первой ценовой категории (или рассчитывающихся по одноставочному тарифу), цена продажи излишков определяется гарантирующим поставщиком как средневзвешенная нерегулируемая цена на электрическую энергию (мощность) в одноставочном выражении. Эта цена представляет собой сумму двух ключевых компонентов:

1) средневзвешенная нерегулируемая цена на электрическую энергию на оптовом рынке — это цена, по которой электростанции продают электроэнергию на оптовом рынке (она определяется по результатам конкурентных отборов на сутки вперед за расчетный период);
2) стоимость мощности — это плата за готовность генерирующего оборудования обеспечивать поставку электроэнергии (для потребителей первой ценовой категории она рассчитывается как произведение средневзвешенной нерегулируемой цены на мощность на оптовом рынке и специального коэффициента оплаты мощности).

Таким образом, итоговая цена (Ц_{продажи}), по которой гарантирующий поставщик выкупает излишки электроэнергии у владельца объекта микрогенерации, рассчитывается по следующей формуле:

Ц_{продажи} = Ц_э.опт + (Ц_м.опт · К_м), (1)

где Ц_{продажи} — итоговая средневзвешенная нерегулируемая цена на электрическую энергию (мощность) для первой ценовой категории, руб./МВт·ч; Ц_э.опт — средневзвешенная нерегулируемая цена на электрическую энергию на оптовом рынке, руб./МВт·ч; Ц_м.опт — средневзвешенная нерегулируемая цена на мощность на оптовом рынке, руб./МВт; К_м — коэффициент оплаты мощности для потребителей первой ценовой категории, 1/час.

Для рассматриваемых регионов цена продажи электроэнергии в сеть (таблица 1) примерно в 1,5–2 раза ниже, чем тариф на покупку электроэнергии населением. Финансовые расчеты строятся на основе помесячного сальдирования, при котором оплате подлежит только итоговый излишек на конец месяца.

Помимо существенной разницы в стоимости тарифов, дополнительным сдерживающим фактором выступает рост стоимости технологического присоединения. После отмены льготного тарифа (550 руб.) с 1 июля 2022 года и перехода к экономически обоснованным ставкам стоимость подключения объекта микрогенерации установленной мощностью до 15 кВт для частных лиц увеличилась кратно. При этом утвержденные региональные ставки варьируются в широком диапазоне — от 4000 руб. до 11 266 руб. за 1 кВт установленной мощности (рисунок 3).

Эта совокупность барьеров порождает неопределенность в оценке инвестиционной привлекательности проектов. Приводимые в различных источниках данные о сроках окупаемости носят разрозненный характер — оценки варьируются от оптимистичных 5–8 лет, часто встречающихся в информационных материалах поставщиков оборудования, до взвешенных 8–10 лет и пессимистичных 17–23 лет, полученных на основе анализа опыта эксплуатации действующих установок. При этом, если технические аспекты интеграции объектов микрогенерации, такие как их влияние на качество электроэнергии и режимы работы сетей низкого напряжения, активно исследуются [1, 2], то в открытых источниках практически отсутствует системный количественный анализ сроков окупаемости объектов микрогенерации, основанный на верифицированной методологии и учитывающий совокупное влияние региональных особенностей и описанных выше регуляторных барьеров.

Вместе с тем, в последние годы данная проблематика находит отражение в научной литературе. В работе [8] был сделан вывод о том, что ключевое влияние на сроки окупаемости, варьирующиеся в широком диапазоне от 6 до 68 лет, оказывают экономические факторы, а не уровень инсоляции. Однако для получения обобщенных оценок были приняты определенные допущения, в частности, использование единого усредненного тарифа на продажу электроэнергии в сеть (5 руб./кВт·ч) для всех регионов [8, 9], в то время как в действительности его величина является расчетной и существенно варьируется (таблица 1). Таким образом, несмотря на выявление общей значимости тарифной политики, вопрос о сравнительном влиянии конкретных регуляторных барьеров, таких как стоимость технологического присоединения и реальная, а не усредненная, асимметрия тарифов, остается недостаточно изученным.

В научной литературе отмечается, что высокие капитальные затраты являются главным сдерживающим фактором [10], однако отсутствие детализированных оценок влияния экономических условий формируют научную задачу и определяют актуальность настоящего исследования.

Несмотря на созданную регуляторную основу и государственные цели по развитию сектора микрогенерации (установка до 103,7 тыс. объектов микрогенерации к 2030 году) [11], фактические темпы роста сектора микрогенерации значительно отстают от плановых показателей (рисунок 2б). Данное расхождение позволяет выдвинуть гипотезу о том, что ключевыми барьерами, сдерживающими массовое внедрение микрогенерации частными домохозяйствами, являются не технологические ограничения, а неблагоприятные экономические условия, созданные действующей регуляторной политикой. В связи с этим целью данного исследования является проведение комплексного технико-экономического анализа для количественной оценки влияния существующих тарифных и регуляторных барьеров на сроки окупаемости объектов микрогенерации на базе ФЭП на примере четырех различных регионов России.

МЕТОДОЛОГИЯ ИССЛЕДОВАНИЯ

Для количественной оценки влияния регуляторных барьеров на технико-экономическую эффективность внедрения объектов микрогенерации на базе ФЭП был использован метод имитационного моделирования, поскольку итоговые экономические показатели (сроки окупаемости) не могут быть достоверно рассчитаны в отрыве от технических характеристик моделируемой системы: типа и мощности установки, почасовой выработки электроэнергии, деградации оборудования и формы графика электрической нагрузки домохозяйства. Совместный анализ этих технических факторов позволяет корректно определить ключевые экономические компоненты: объем замещенного потребления из сети и объем излишков, проданных в сеть.

В качестве ключевого критерия оценки в данной работе принят срок окупаемости, рассчитываемый как отношение общих капитальных затрат к чистому годовому денежному потоку, что является наиболее показательным индикатором для частного домохозяйства. Годовой денежный поток формируется из двух ключевых компонентов: экономии от снижения объема покупки электроэнергии из сети и дохода от продажи излишков электроэнергии. Для корректного расчета этих компонентов необходимо с почасовым разрешением учитывать, какое количество сгенерированной энергии было потреблено на месте, а какое отдано в сеть. В связи с этим достоверность результатов исследования напрямую зависит от научной обоснованности и валидированности используемых программных инструментов.

Для моделирования выработки электроэнергии объектами микрогенерации на базе ФЭП был выбран программный комплекс Photovoltaic Geographical Information System (PVGIS) [12]. Данный инструмент, разработанный Объединенным исследовательским центром Европейской комиссии, является одним из ведущих мировых инструментов для оценки потенциала солнечной энергетики, точность которого подтверждена многими независимыми исследованиями, в том числе путем верификации точности моделирования по данным действующих солнечных электростанций, моделирования почасовой выработки электроэнергии для ~1,6 млн фотоэлектрических систем в Германии и валидации временных рядов путем сравнения с измеренными реальными данными [13–16].

Для формирования профилей электропотребления частных домохозяйств был применен программный инструмент Load Profile Generator (LPG) [17]. Использование данного инструмента позволяет избежать недостатков усредненных графиков нагрузки и получить детализированные профили, основанные на стохастических моделях поведения жильцов. Такой подход обеспечивает более точные результаты, что подтверждается результатами научных исследований, в которых отмечается высокая гибкость данного инструмента в генерации реалистичных сценариев энергопотребления и адекватность построения близких к реальным профилей нагрузки [18–20].

Совместное использование данных инструментов позволило получить детализированные почасовые профили генерации и потребления электроэнергии, а также определить объемы встречных перетоков электроэнергии между объектом микрогенерации и внешней сетью. В качестве примера на рисунке 4 представлены смоделированные суточные графики для зимнего и весеннего дней, наглядно иллюстрирующие сезонные изменения в работе фотоэлектрической системы.

Объектами исследования выступили четыре региона Российской Федерации, выбранные с целью охвата различных климатических, экономических и рыночных условий. Выборка включает регионы, характеризующиеся различными погодными условиями и различным уровнем тарифов на электроэнергию: Краснодарский край, г. Москва, Томская область, Мурманская область.

В рамках исследования для каждого региона анализировались четыре характерных варианта объектов микрогенерации на базе ФЭП установленной мощностью 3 кВт, 5 кВт, 10 кВт и 15 кВт, являющихся типичными для частных домохозяйств [1]. С помощью программного инструмента LPG и данных по бюджету домашних хозяйств и уровню жизни населения [21] был сгенерирован детализированный график электрических нагрузок домохозяйства с годовым энергопотреблением 4200 кВт·ч, что соответствует среднему уровню потребления для семьи из 3–4 человек. Расчеты сроков окупаемости производились на основе детализированных данных о капитальных и эксплуатационных затратах, структура которых представлена в таблице 2 [22]. Ключевые технико-экономические и макроэкономические параметры, принятые в модели, сведены в таблице 3.

Для определения количественной оценки чувствительности результатов к характеру нагрузки в дополнение к базовой модели домохозяйства со средним энергопотреблением (4200 кВт·ч/год) были рассмотрены еще две типовые модели:

• домохозяйство с низким энергопотреблением (годовой объем 2400 кВт·ч, характерный для домов с сезонным проживанием или домохозяйств из 1–2 человек);
• домохозяйство с высоким потреблением (годовой объем 8200 кВт·ч, характерный для индивидуальных жилых домов большой площади при наличии энергоемких нагрузок, летние пики потребления которого не совпадают с пиками генерации).

РЕЗУЛЬТАТЫ

Для последовательной количественной оценки влияния регуляторных барьеров анализ построен следующим образом: сначала оценивается воздействие каждого из ключевых барьеров в отдельности — стоимости технологического присоединения (раздел 3.1) и асимметричной тарифной политики (раздел 3.2); затем, для обобщения выводов, проводится комплексный анализ их совокупного влияния на различные типы домохозяйств, что позволяет выявить доминирующий фактор, сдерживающий развитие микрогенерации (раздел 3.3).

Анализ влияния стоимости технологического присоединения на срок окупаемости. Для оценки влияния высокой стоимости технологического присоединения был проведен структурный анализ сроков окупаемости объектов микрогенерации, устанавливаемых в домовладении со средним энергопотреблением (4200 кВт·ч/ год). Результаты моделирования, представленные на рисунке 5, иллюстрируют разделение совокупного срока окупаемости на две составляющие: базовый срок, рассчитанный при условии льготной ставки технологического присоединения (550 руб.), и дополнительный срок, обусловленный переходом к текущим экономически обоснованным ставкам в соответствии с таблицей 3.

Анализ совокупных сроков окупаемости свидетельствует о низкой инвестиционной привлекательности установки объектов микрогенерации частными домохозяйствами. На 01.07.2025 расчетные сроки окупаемости находятся в диапазоне от 7 до 19 лет, что сопоставимо с нормативным сроком службы основного оборудования (10–15 лет для инверторов) и не обеспечивает приемлемой доходности для частных инвестиций.

Проведенный анализ позволяет выявить непосредственный вклад возросшей стоимости технологического присоединения объектов микрогенерации в ухудшение экономических показателей. Как видно из рисунка 5, отмена льготного тарифа приводит к дополнительному увеличению срока окупаемости на 1 год в зависимости от региона и мощности генерирующей установки, что выступает достаточно существенным фактором, дополнительно снижающим экономическую привлекательность проектов.

Анализ влияния асимметричной тарифной политики на срок окупаемости. Для количественной оценки влияния второго экономического барьера — тарифной политики — был проведен анализ чувствительности срока окупаемости объектов микрогенерации, устанавливаемых в домовладении со средним энергопотреблением (4200 кВт·ч/год), к изменению цены продажи излишков электроэнергии. Результаты моделирования, представляющие данную зависимость для четырех вариантов установленной мощности в каждом из исследуемых регионов, приведены на рисунке 6.

Анализ графических зависимостей показывает, что для всех рассматриваемых регионов и мощностей с ростом тарифа на продажу электроэнергии срок окупаемости снижается. Для количественной оценки эффекта от перехода к более справедливой модели ценообразования (продажа по розничному тарифу) был рассчитан показатель сокращения срока окупаемости. Результаты расчетов сведены в таблице 4.

Данные таблицы 4 демонстрируют, что переход к модели, где тариф на продажу равен розничному тарифу на покупку электроэнергии, приводит к сокращению сроков окупаемости на 1–4 года. Наибольшее абсолютное сокращение срока окупаемости наблюдается для Москвы ввиду высокого розничного тарифа (7,87 руб./кВт·ч), что создает максимальную разницу между существующим и предполагаемым тарифами на продажу электроэнергии от объектов микрогенерации. Это доказывает, что при повышенной цене продажи излишков электроэнергии экономия на собственном замещенном потреблении, дополненная доходом от экспорта электроэнергии в сеть, становится ключевым стимулом для установки более мощных объектов микрогенерации.

Сравнительный анализ вклада регуляторных барьеров для различных типов домохозяйств. Для подтверждения полученных выводов был проведен сравнительный анализ сроков окупаемости для домохозяйств с различными профилями энергопотребления. Данный подход позволяет установить, является ли асимметричная тарифная политика доминирующим барьером вне зависимости от характера нагрузки потребителя. Была выполнена оценка сроков окупаемости для следующих комбинаций регуляторных условий: с экономически обоснованным и льготным технологическим присоединением (550 руб.), а также с продажей излишков по цене оптового рынка и по розничному тарифу. Результаты для объекта микрогенерации мощностью 10 кВт сведены в таблице 5.

Согласно представленным данным, для всех рассматриваемых категорий домохозяйств, от объектов с низким до объектов с высоким уровнем энергопотребления, именно асимметричная тарифная политика является решающим фактором, определяющим экономическую целесообразность проекта. В то время как отмена льготного технологического присоединения приводит к увеличению срока окупаемости на 1 год, переход к модели продажи излишков электроэнергии по розничному тарифу обеспечивает его сокращение до 4 лет. Таким образом, позитивный эффект от изменения модели ценообразования превосходит негативное влияние, оказываемое ростом стоимости технологического присоединения. Это подтверждает гипотезу о том, что асимметричная тарифная политика выступает главным системным препятствием, которое сдерживает развитие сектора микрогенерации в России.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Проведенное исследование позволило количественно оценить влияние действующих регуляторных барьеров на экономическую целесообразность внедрения объектов микрогенерации на базе ФЭП в России и сформулировать следующие выводы:

1. Действующая экономическая модель делает развитие сектора микрогенерации инвестиционно непривлекательным, поскольку расчетные сроки окупаемости сопоставимы со сроком службы оборудования.

2. Установлено, что основным системным барьером, препятствующим развитию микрогенерации, является асимметричная тарифная политика. Хотя высокая стоимость технологического присоединения вносит вклад в срок окупаемости объекта микрогенерации, увеличивая его на 1 год, ее влияние на экономику проектов несопоставимо с эффектом от разницы между тарифами на покупку и продажу электроэнергии.

3. Переход к модели продажи излишков электроэнергии по розничному тарифу является наиболее эффективной мерой поддержки сектора микрогенерации. Как показало моделирование, данная мера способна сократить сроки окупаемости и создать реальные стимулы для достижения целевых показателей развития микрогенерации.

В то же время следует отметить, что вопрос перехода к розничному тарифу является предметом острых дискуссий в отраслевом сообществе. Опасения, озвученные, в частности, Ассоциацией гарантирующих поставщиков и энергосбытовых компаний (Ассоциация «ГП и ЭСК»), касаются риска возникновения нового вида перекрестного субсидирования, при котором затраты на покупку электроэнергии у домовладений будут переложены на других потребителей [23]. Решение этой проблемы требует дальнейших исследований по разработке взвешенных регуляторных механизмов, например через внедрение государственных субсидий или установление специального тарифа, промежуточного между оптовой и розничной ценой, что позволит раскрыть значительный потенциал солнечной микрогенерации в России без создания экономических искажений для других участников рынка.

ЛИТЕРАТУРА

1. Кугучева Д.К. Оценка эффективности регулирования выходной мощности фотоэлектрических преобразователей для повышения качества электроэнергии // Вестник Северо-Кавказского федерального университета, 2024, № 1(100). С. 31–43 
2. Харитонов М.С., Кугучева Д.К. Исследование влияния объектов микрогенерации на уровень напряжения в электрических сетях низкого напряжения // ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЯ. Передача и распределение, 2024, № 1(82). С. 34–43
3. Проект федерального закона «О внесении изменений в Федеральный закон «Об электроэнергетике» в части стимулирования развития микрогенерации» (ID проекта 158899)
4. Тарифы и цены для потребителей с максимальной мощностью энергопринимающих устройств до 670 кВт. АО «Мосэнергосбыт». URL: https://www.mosenergosbyt. ru/legals/tariffs-n-prices/less670kW.php
5. Расчет предельных уровней нерегулируемых цен на электрическую энергию для потребителей АО «НЭСК» в 2025 г. URL: https://www.nesk.ru/raskrytie-informatsii/raschetpredelnykh-urovney-nereguliruemykhtsen/2025/
6. Предельные уровни нерегулируемых цен на розничном рынке в 2025 году. АО «Томскэнергосбыт». URL: https://tomskenergosbyt.ru/klientam/ yuridicheskim-litsam/raschety-i-tarify/rates_and_prices/index.php
7. Предельные уровни нерегулируемых цен на электрическую энергию (мощность). РосатомЭнергосбыт. URL: https://atomsbt.ru/raskrytie-informatsii/murmansk/predelnye-urovni-nereguliruemykh-tsen-na-elektricheskuyuenergiyu-moshchnost/
8. Скафарик А.И., Киселева С.В. Ресурсная обеспеченность и экономическая эффективность сетевых солнечных станций малой мощности в регионах России // Вестник Московского университета. Серия 5: География, 2023, т. 78, № 2. С. 36–50
9. Скафарик А.И., Дегтярев К.С., Киселева С.В. Физико-географические и экономические факторы эффективности солнечной микрогенерации в Европейской части России // Вестник Воронежского государственного университета. Серия: География. Геоэкология, 2025, № 2. С. 72–79
10. Лазанюк И.В., Ратнер С.В. Микрогенерация в России: барьеры для развития // Экономический вестник ИПУ РАН, 2022, т. 3, № 1. С. 89–101
11. Распоряжение Правительства Российской Федерации от 12.03.2024 № 581-р «Об утверждении стратегического направления в области цифровой трансформации топливно-энергетического комплекса». URL: http://static.government.ru/media/files/25ZYOXchG4i2xbA5 R2JYCucTbHOXFxwF.pdf
12. Photovoltaic Geographical Information System (PVGIS). European Commission, Joint Research Centre. URL: https://re.jrc.ec.europa.eu/pvg_tools/en/
13. Kaminaris S.D., Psomopoulos C.S., Ioannidis G.C. A comparative evaluation of photovoltaic electricity production assessment software (PVGIS, PVWatts and RETScreen). Environmental Processes, 2015, vol. 2, no. 1, pp. 175–189
14. Lehneis R., Manske D., Thrän D. Generation of spatiotemporally resolved power production data of PV systems in Germany. ISPRS International Journal of Geo-Information, 2020, vol. 9, no. 11, p. 621
15. Guaita-Pradas I., Marques I., Garcia del Rio B.S., Gallego A. Analyzing territory for the sustainable development of solar photovoltaic power using GIS databases. Environmental monitoring and assessment, 2019, vol. 191, no. 12, p. 764
16. Westacott P., Candelise C. A novel geographical information systems framework to characterize photovoltaic deployment in the UK: Initial evidence. Energies, 2016, vol. 9, no. 1, p. 26
17. Pflugradt N., Stenzel P., Kotzur L., Stolten D. Loadprofi legenerator: An agent-based behavior simulation for generating residential load profi les. Journal of Open Source Software, 2022, vol. 7, no. 71, p. 3574
18. Möller M. C., Krauter S. Investigation of Different Load Characteristics, Component Dimensioning, and System Scaling for the Optimized Design of a Hybrid Hydrogen-Based PV Energy System. Hydrogen, 2023, vol. 4, no. 3, pp. 408–433
19. Neuroth D., Weinand J.M., Pfl ugradt N., et al. ETHOS. ActivityAssure-An open-source validation framework for synthetic European activity profi les. Energy and Buildings, 2024, vol. 326, p. 115036
20. Quernheim J., Waffenschmidt E. A Comparative Evaluation of Community-Used District and Individual Battery Storage Systems for Photovoltaic Energy Systems. Energies, 2024, vol. 17, no. 17, p. 4306
21. Об утверждении Регламента проведения выборочного обследования бюджетов домашних хозяйств. Постановление от 16 марта 2007 года № 27. URL: https://docs.cntd. ru/document/902035628
22. Готовые наборы СЭС для установки на крышу. URL: https://e-solarpower.ru/solar/montazh-sb/nabory-dlya-ustanovkina-kryshu/
23. Материалы к заседанию секции «Законодательное регулирование в сфере электроэнергетики» Экспертного совета при Комитете Государственной Думы по энергетике на тему «Развитие микрогенерации. Законодательные аспекты» от 20.02.2023. URL: http://komitet-energo.duma.gov.ru/storage/f11e63e3-91e742ea-bb26-8bb1c3bfc7ec/documents/7a303d99-e31a-4092-9e24a1a1f7775769/7f2662f7–57e3-4084b8ec-cfea1488ead3.docx