Общая характеристика электроэнергетики. Электроэнергетика мира: отраслевая и территориальная структура, проблемы и перспективы развития Особенности организационной структуры предприятие электроэнергетики

Энергетическое производство включает три основные фазы: производство энергии, ее распределение и потребление. Производство энергии осуществляется электрическими станциями; распределение (транспорт) энергии осуществляют энергетические сети. В целом процесс энергоснабжения осуществляется энергетическими системами, объединяющийся в единый производственно - транспортный комплекс электростанции и сети.

Фаза энергопотребления осуществляется энергопотребляющими установками потребителей, включающими приемные установки (понизительные подстанции), местные распределительные сети и энергоприемники (токоприемники), преобразующие электрическую энергию в те виды энергии, которые необходимы для осуществления технологических процессов промышленного производства или других целей.

Электроэнергия производится на электростанциях разных ти­пов: тепловых (ТЭС), гидравлических (ГЭС), атомных (АЭС), а также на установках, использующих так называемые нетрадици­онные возобновляемые источники энергии (НВИЭ).

Основным типом электростанций являются тепловые, на которых исполь­зуется органическое топливо: уголь, газ, мазут. В структуре генерирующих мощностей доля ТЭС составляет 65 %, АЭС – 15 %, ГЭС – 20 %.

Среди НВИЭ наибольшее распространение в мире получили солнечные, ве­тровые, геотермальные электростанции, установки, работаю­щие на биомассе и твердых бытовых отходах.

Тепловые электростанции оборудуются паротурбинными энергоблоками различных мощностей и параметров пара, а так­же газотурбинными (ГТУ) и парогазовыми (ПГУ) установками. Последние могут работать и на твердом топливе (например, с внутрицикловой газификацией).

Основу производственного потенциала электроэнергетики России составляют электростанции общего пользования; на них приходится более 90% генерирующих мощностей. Остальная часть – ведомственные электростанции и децентрализованные энергоисточники.

В структуре мощностей электростанций общего пользова­ния лидируют паротурбинные ТЭС.

Тепловые электростанции (ТЭС) используют в качестве электрических ресурсов различные виды ископаемых (органических) топлив (твердых, жидких и газообразных): угли, торф, сланцы, нефть (мазут), природный газ.

Основным оборудованием ТЭС являются паровые котлы и паровые турбоагрегаты (паровые турбины, связанные общим валом с электрическими генераторами), работающие раздельно или соединенные в энергетические блоки (котел – турбоагрегат).

Тепловые элек­тростанции включают конденсационные (КЭС), генерирующие только электроэнергию, и теплоэлектроцентрали (ТЭЦ), на ко­торых осуществляется комбинированная выработка электро­энергии и тепла. Электрическая энергия вырабатывается на ТЭЦ турбоагрегатами при работе турбин по теплофикационному циклу. Тепловая энергия отпускается в отработавшем паре, поступающем из промежуточных отборов или конечного (противодавленческого) отбора турбин.

В топливном балансе ТЭС определяющую роль играет природный газ. Его доля составляет более 60% и превышает долю угля более чем в 2 раза. Участие нефтетоплива незначительное (менее 5%).

Тепловые электростанции в зависимости от начального давления пара (перед турбогенераторами) делятся на:

– ТЭС низкого давления (13–25 ата). Практически не применяются, хотя в связи с тенденциями к созданию на предприятиях собственных маломощных источников энергии могут возникнуть вновь;

– ТЭС среднего давления (25–45 ата). Считаются устаревшими, но кое–где еще сохранились. Как правило, на этих станциях проводилась реконструкция;

– ТЭС высокого давления (90 ата);

– ТЭС сверхвысокого давления (130–240 ата).

Все эти тенденции к росту начального давления пара вызваны стремлением к повышению экономичности. Согласно IIзакону термодинамики, внутренний относительный КПД теплового цикла зависит от соотношения начального и конечного теплосодержания рабочего тела, в данном случае – водяного пара. Поэтому чем выше начальное давление и глубже вакуум в конденсаторе паровой турбины, тем выше КПД производства энергии. (Однако даже теоретически он не может быть выше 44-45 %.)

Теплоэлектроцентрали (ТЭЦ) делятся по типам установленных на них турбоагрегатов на:

– противодавленческие (типа Р), пройдя которые пар подается потребителям тепловой энергии;

– противодавленческие турбины с регулируемым производственным отбором (типа ПР);

– турбины с регулируемыми отборами пара и конденсацией, в том числе с одним производственным отбором пара давлением 5–13 ата (0,12–0,25 Мпа) (типа П);

с одним теплофикационным отбором пара давлением 1,2–2,5 ата (0,12–0,25 МПа) – (типа Т);

с двумя отборами – производственным и теплофикационным (типа ПТ).

Атомные электростанции (АЭС) являются тепловыми, но в отличие от топливных ТЭС используют в качестве первичного ресурса не органическое топливо, а атомную энергию природного или обогащенного урана.

Основным оборудованием АЭС являются атомные реакторы, котлы и паровые турбоагрегаты.

Гидроэлектростанции (ГЭС) используют для выработки электроэнергии гидроэнергетические ресурсы, которые в отличие от топливных, являются возобновляемыми. Энергетической базой ГЭС является водохранилище, создаваемое сооружением подпорной плотины в заданном створе водотока (реки).

Основным оборудованием ГЭС являются гидроагрегаты (гидравлические турбины, связанные с общим валом, обычно вертикальным) с электрическим генератором.

Различают следующие виды гидроэлектростанция:

– по напору – высоконапорные (горные) и низконапорные (равнинные);

– по зарегулированности водотока – с суточным, сезонным, годовым, многолетним регулированием;

– по мощности и т. д.

В соответствии с Энергетической стратегией страны до 2020 г. в структуре генерирующих мощностей предполагает­ся увеличить долю АЭС (примерно в 1,5 раза по сравнению с 2000 г.), а также снизить долю природного газа в топливном балансе ТЭС, соответственно существенно повысив использо­вание угля.

Энергетической стратегией опреде­лено, что конкурентоспособность угольных ТЭС по сравнению с га­зовыми достигается при цене газа в 1,6-2 раза выше, чем цена угля (в расчете на 1 т условного топлива). Такие ценовые пропорции обеспе­чат предусматриваемое энергетической стратегией России снижение доли газа и увеличение доли угля в структуре потребляемого ТЭС топлива.

Концепцией технической политики определено, что при новом строительстве, техническом перевооружении и реконструкции ТЭС, использующих природный газ, следует применять только парогазовые и газотурбинные технологии. Использование паросиловых технологий для этих целей исключается.

Электростанции объединены электрическими сетями разно­го уровня напряжения на параллельную работу в районные электроэнергетические системы, которые в свою очередь образуют объеди­ненные энергосистемы (ОЭС). Электрические связи между ОЭС формируют единую энергосистему страны (ЕЭС).

Аппаратом распределения (транспорта) энергии в энергетической системе являются электрические и тепловые сети.

Основными технологическими элементами электросетевого комплекса слу­жат линии электропередачи (воздушные и кабельные) и транс­форматорные подстанции с соответствующим вспомогательным оборудованием. Различают магистральные и распределительные электрические сети; последние доводят электрическую энергию от узлов нагрузки до абонентских установок потре­бителей. Линии электропередачи напряжением 0,4–1150 кВ имеют общую протяженность порядка 3 млн. км, в том чис­ле магистральные электросети напряжением 220–1150 кВ – 157 тыс. км.

Обслуживанием ЛЭП и подстанций занимается предприятия электрических сетей (ПЭС). В ведении этих предприятий находятся также трансформаторные подстанции (ТП) и распределительные устройства (РП). Они трансформируют электроэнергию с высокого (110, 35, 6–10 кВ) на низкое, потребительское, напряжением 220–380 В и распределяют ее в районах и микрорайонах города для жилых и общественных зданий.

Для обеспечения надежного энергоснабжения и качества электроэнергии в соответствии с требованиями технических регламентов в масштабе всей ЕЭС создана система опера­тивно-диспетчерского управления (ОДУ). Она построена по иерархическому принципу; ее верхний уровень представлен организацией – системным оператором (СО) ЕЭС России, ко­торому подчинены органы ОДУ объединенных и районных энергосистем. Свои функции органы ОДУ осуществляют через централизованное управление технологическими режимами работы объектов электроэнергетики и электропотребляющих установок потребителей.

Как указано в Федеральном законе об электроэнергетике (ст. 5), «технологическую основу функционирования электро­энергетики составляют единая национальная (общероссий­ская) электрическая сеть, территориальные распределитель­ные сети, по которым осуществляется передача электрической энергии, и единая система оперативно-диспетчерского управ­ления».

В хозяйственном отношении основные производственные объекты электроэнергетики объединены в составе компаний энергохолдинга «РАО ЕЭС», независимых акционерных энерго­компаний, промышленных предприятий, а также предприятий коммунальной энергетики (в двух последних случаях – неболь­шие ТЭЦ). Таким образом, имеют место разная ведомственная (балансовая) принадлежность и различные формы собственно­сти на активы предприятий электроэнергетики.

К объектам теплоэнергетики относятся теплоисточники (паровые и водогрейные котельные), а также тепловые сети (магистральные и распределительные) с трубопроводами, насо­сными станциями и тепловыми пунктами

Тепловые сети осуществляют передачу и распределение тепловой энергии. Они делятся по виду теплоносителя на водяные и паровые. Задачей тепловых сетей является распределение тепловой энергии внутри отдельных районов теплоснабжения.

Предприятия тепловых сетей (ПТС) эксплуатируют магистральные и распределительные паро- и теплопроводы в городах и населенных пунктах.

Котельные имеют разную ведомственную принадлежность (муниципальные, промышленные и др.). Среди них выделяют­ся централизованные теплоисточники, обслуживающие целый район теплоснабжения или группу разных потребителей, и де­централизованные, прикрепленные к конкретным абонентам. В частности, к децентрализованным причисляют котельные мощностью до 20 Гкал/ч; в целом с учетом ТЭЦ в России цен­трализованно вырабатывается около 70 % тепловой энергии. Но дальность передачи тепла, в отличие от электроэнергии, ограни­чена по технико-экономическим соображениям:

для пара всего до 1,5–2 км, для горячей воды – до 20–30 км.

Главными функциями теплоэнергетики в обществе являются:

Надежное и бесперебойное обеспечение потребителей не­обходимыми им теплоносителями с требуемыми объем­ными и качественными параметрами;

Поддержание теплового комфорта в жилых и обществен­ных зданиях (в строгом соответствии с температурами на­ружного воздуха).

Данные функции должны реализовываться на основе вне­дрения экономически и экологически оптимальных схем тепло­снабжения городов и сельских районов страны.

Тепловая энергия в виде пара и горячей воды широко при­меняется в различных отраслях народного хозяйства для технологических нужд, отопления, вентиляции и горячего водоснабжения. Следует подчеркнуть, что электроэнергия и теплоэнергия – взаимозаменяемые и конкурирующие энергоноси­тели. Особенно это касается силовых и среднетемпературных процессов, где в качестве энергоносителя может использоваться как пар различных параметров, так и электричество. При благо­приятных экономических предпосылках электроэнергия может заменять горячую воду в низкотемпературных процессах, обеспечивая более качественное регулирование параметров и по­требительский комфорт.

Введение

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ

1 Отрасли электроэнергетики России

2 Структура электроэнергетики России

3 Единая Энергосистема

ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКА РОССИИ XХIв

2.1 Текущее положение в отрасли. Концепция энергетической политики России в новых экономических условиях

2 Новые тенденции в пространственной организации электроэнергетики России

3 Перспективы государственной инновационной политики в электроэнергетике

3. ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ

1 Альтернативные источники электроэнергетики

2 Электроэнергетика мира в перспективе

3 Перспективы развития в России

Заключение

Список использованных источников

Приложение А. Расположение электростанций в России

Приложение Б. Расположение атомных электростанций в России

ВВЕДЕНИЕ

Электроэнергетика - отрасль промышленности, занимающаяся производством электроэнергии на электростанциях и передачей ее потребителям.

Энергетика является основой развития производственных сил в любом государстве. Энергетика обеспечивает бесперебойную работу промышленности, сельского хозяйства, транспорта, коммунальных хозяйств. Стабильное развитие экономики невозможно без постоянно развивающейся энергетики.

Энергетическая промышленность является частью топливно-энергетической промышленности и неразрывно связана с другой составляющей этого гигантского хозяйственного комплекса - топливной промышленностью.

Российская энергетика - это 600 тепловых, 100 гидравлических, 10 атомных электростанций. На конец 2013 года общая установленная мощность электростанций ЕЭС России составила 226 ГВт. Продукция ТЭК составляет лишь около 10% ВПП страны, однако доля комплекса в экспорте составляет около 40%(в основном за счет экспорта энергоносителей).

К наиболее острым вопросам электроэнергетики в России относятся:

необходимость сопровождения изменений на оптовом рынке электроэнергии изменениями в рынке тепла. В противном случае наиболее эффективная когенерация становится неконкурентоспособной;

необходимость обеспечения реальной конкуренции в розничном рынке, создающей основу для рыночного функционирования сбытовых компаний параллельно с усилением регламентации деятельности гарантирующих поставщиков. Сформировавшиеся сбытовые компании должны получить возможность ведения рыночного бизнеса, а не только уменьшения монопольных заработков, при этом регулирование деятельности гарантирующих поставщиков должно обеспечивать покрытие их издержек и необходимую рентабельность. В противном случае, возможно появление разрывов в платежах;

необходимость усиления борьбы с неплательщиками (в первую очередь, структурами ЖКХ - управляющими компаниями и теплоснабжающими МУПами);

необходимость усиления борьбы с перекрестным субсидированием, вызывающим рост тарифов в основном для малого и среднего бизнеса.

Наличием этих проблем обуславливается актуальность темы данной работы.

Объектом данной работы выступает развитие и размещение электроэнергетики России.

Предметом исследования являются принципы и факторы, влияющие на размещение электроэнергетики России.

Целью данной курсовой работы является исследование размещения и развития электроэнергетики России.

Поставленные задачи исследования:

• проанализировать структуру электроэнергетики;
• изучить отраслевые группы и компании;
• изучить текущее положение электроэнергетики в отрасли;
• изучить новые тенденции в пространственной организации электроэнергетики России;
• определить перспективы государственной инновационной политики в электроэнергетике. .

Информационной базой курсовой работы стали статьи журналов, публикации периодической печати, ресурсы Интернета и учебные пособия таких авторов как Г.А. Титоренко, А.Н. Галяев, Т.А. Филосова.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ

1.1 Отрасли электроэнергетики России

Лидирующее положение теплоэнергетики является исторически сложившейся и экономически оправданной закономерностью развития российской энергетики.

§

§

§

§

§дизельные;

§газотурбинные;

§парогазовые.

Наибольшее развитие и распространение в России получили тепловые электростанции общего пользования, работающие на органическом топливе (газ, уголь), преимущественно паротурбинные.

Самой большой ТЭС на территории России является крупнейшая на Евразийском континенте Сургутская ГРЭС-2 <#"338" src="/wimg/15/doc_zip1.jpg" /> <#"justify">Выработка электроэнергии российскими ГЭС обеспечивает ежегодную экономию 50 млн тонн условного топлива, потенциал экономии составляет 250 млн тонн; позволяет снижать выбросы СО2 в атмосферу на величину до 60 млн тонн в год, что обеспечивает России практически неограниченный потенциал прироста мощностей энергетики в условиях жёстких требований по ограничению выбросов парниковых газов. Кроме своего прямого назначения - производства электроэнергии с использованием возобновляемых ресурсов - гидроэнергетика дополнительно решает ряд важнейших для общества и государства задач: создание систем питьевого и промышленного водоснабжения, развитие судоходства, создание ирригационных систем в интересах сельского хозяйства, рыборазведение, регулирование стока рек, позволяющее осуществлять борьбу с паводками и наводнениями, обеспечивая безопасность населения.

В настоящее время на территории России работают 102 гидроэлектростанции мощностью свыше 100 МВт. Общая установленная мощность гидроагрегатов на ГЭС в России составляет примерно 46 ГВт (5 место в мире). В 2011 году российскими гидроэлектростанциями выработано 153 млрд кВт*ч электроэнергии. В общем объёме производства электроэнергии в России доля ГЭС в 2011 году составила 15,2 % .

В ходе реформы электроэнергетики была создана федеральная гидрогенерирующая компания ОАО «ГидроОГК» (текущее название - ОАО «РусГидро»), которая объединила основную часть гидроэнергетических активов страны. Сегодня компания управляет 68 объектами возобновляемой энергетики, в том числе 9 станциями Волжско-Камского каскада общей установленной мощностью более 10,2 ГВт, первенцем большой гидроэнергетики на Дальнем Востоке - Зейской ГЭС (1 330 МВт), Бурейской ГЭС (2 010 МВт), Новосибирской ГЭС (455 МВт) и несколькими десятками гидростанций на Северном Кавказе, в том числе Кашхатау ГЭС (65,1 МВт), введённой в эксплуатацию в Кабардино-Балкарской Республике в конце 2010 года. Также в состав РусГидро входят геотермальные станции на Камчатке и высокоманевренные мощности Загорской гидроаккумулирующей электростанции (ГАЭС) в Московской области, используемые для выравнивания суточной неравномерности графика электрической нагрузки в ОЭС Центра.

До недавнего времени крупнейшей российской гидроэлектростанцией считалась Саяно-Шушенская ГЭС им. П. С. Непорожнего <#"323" src="/wimg/15/doc_zip2.jpg" /> <#"justify">электроэнергетика пространственный альтернативный отрасль

В 2011 году атомными электростанциями выработано рекордное за всю историю отрасли количество электроэнергии - 173 млрд кВт*ч, что составило около 1,5 % прироста по сравнению с 2010 годом. В декабре 2007 года в соответствии с указом президента России В. В. Путина была образована Государственная корпорация по атомной энергии «Росатом», которая управляет всеми ядерными активами России, включая как гражданскую часть атомной отрасли, так и ядерный оружейный комплекс. На неё также возложены задачи по выполнению международных обязательств России в области мирного использования атомной энергии и режима нераспространения ядерных материалов.

Оператор российских АЭС - ОАО «Концерн Росэнергоатом <#"justify">Геотермальная энергетика

Одним из потенциальных направлений развития электроэнергетики в России является геотермальная энергетика. В настоящее время в России разведано 56 месторождений термальных вод с потенциалом, превышающим 300 тыс. м/сутки. На 20 месторождениях ведется промышленная эксплуатация, среди них: Паратунское (Камчатка), Казьминское и Черкесское (Карачаево-Черкессия и Ставропольский край), Кизлярское и Махачкалинское (Дагестан), Мостовское и Вознесенское (Краснодарский край). При этом суммарный электроэнергетический потенциал пароводных терм, который оценивается в 1 ГВт рабочей электрической мощности, реализован только в размере чуть более 80 МВт установленной мощности. Все действующие российские геотермальные электростанции сегодня расположены на территории Камчатки и Курил .

1.2 Структура электроэнергетики России

В результате реализации основных мероприятий, связанных с реформированием отрасли, структура электроэнергетики стала достаточно сложной. Отрасль состоит из нескольких групп компаний и организаций, каждая из которых выполняет определённую отведённую ей отдельную функцию.

Основные группы компаний и организаций:

1.

2.Электросетевые компании

.Энергосбытовые компании

.

.

.

.Потребители электрической энергии, мелкие производители электрической энергии

Ключевые характеристики групп компаний и их состав:

группа. Генерирующие компании. Генерирующие компании - крупные компании, активами которых являются электростанции разных типов. Всего было учреждено 20 новых тепловых генерирующих компаний, а также 1 генерирующая компания, производящая электрическую энергию и мощность на большинстве гидроэлектростанций России. Кроме того, существует 1 компания, управляющая всеми атомными электростанциями в стране. Так, атомными электростанциями управляет Росэнергоатом, почти всеми гидроэлектростанциями владеет РусГидро. Среди тепловых электростанций - 6 оптовых генерирующих компаний (ОГК), управляющих крупными тепловыми станциями - ГРЭС, суммарная установленная мощность каждой из таких компаний более 8 ГВт. Электростанции каждой ОГК находятся в различных регионах России. Также создано 14 территориальных генерирующих компаний, которым принадлежат среднего размера ТЭС и ТЭЦ. Электростанции и теплоэлектроцентрали, принадлежащие одной ТГК, расположены на одной территории (1 регион или ряд соседних регионов страны).

Кроме указанных генерирующих компаний, существует ещё несколько достаточно крупных генкомпаний, которые не контролировались РАО ЕЭС на момент начала реформы, а поэтому не сменили собственника. Речь о четырёх так называемых «назависимых» АО-энерго: Татэнерго, Башкирэнерго, Новосибирскэнерго, Иркутскэнерго. Эти компании лишь формально (путём учреждения своих дочерних компаний) выполнили требование закона о разделении конкурентных и монопольных видов деятельности. Например, Татэнерго учредила «генерирующую компанию», «сетевую компанию» и Татэнергосбыт - как дочерние компании, управляющие соответственно генерирующими активами, сетевыми активами и энергосбытовой деятельностью на территории республики Татарстан. Аналогично поступили и другие компании из этой четвёрки.

Многие из остальных генерирующих активов контролируются государством, поскольку находятся на так называемых территориях неценовых зон (ввиду серьёзного дисбаланса объёма генерирующих мощностей и спроса на электрическую энергию, либо ввиду замкнутости и небольшого размера территориальных энергосистем). К «нерыночным» территориям относятся удалённые от центральных регионов страны, обладающих развитой электроэнергетической инфраструктурой, территории: территория Дальнего востока, Камчатки, Чукотки, о. Сахалин, большая часть территории Якутии, Калининградская область, а также территории республики Коми и Архангельской области. Правда, генерирующие мощности двух последних регионов находятся всё же в частных руках - принадлежат ТГК-2, ТГК-9, ОГК-3.

группа. Электросетевые компании. Электросетевые компании представлены во-первых, компанией-гигантом: Федеральной сетевой компанией (ФСК), которой принадлежат так называемые магистральные сети - то есть линии электропередач (ЛЭП) высокого напряжения (преимущественно 220 кВ, 330 кВ, 500 кВ). Условно говоря, это транспортные артерии, связывающие различные энергосистемы в масштабах огромной территории страны, то есть обеспечивающие возможность перетока значительных объёмов электроэнергии и мощности на дальние расстояния, между удалёнными крупными эенргосистемами. ФСК, таким образом, имеет стратегическое значение не только для электроэнергетической отрасли, но и для экономики всей страны. Поэтому она контролируется государством, которому принадлежит почти 80% акций компании .

Во-вторых, электросетевые компании представлены крупными межрегиональными распределительными сетевыми компаниями (МРСК), объединёнными в единый холдинг - Холдинг МРСК. Время от времени появляются предположения о будущем объединении региональных МРСК, но пока Холдинг имеет сложную корпоративную структуру: региональные МРСК и собственно головная холдинговая компания, которой принадлежат крупные пакеты акций региональных «дочек». Такая сложная структура - не лучшая форма организации с точки зрения управления, региональные МРСК обладают определённой долей самостоятельности, усложняются и многие процедуры в связи с «многокорпоративностью» по своей сути единой организации. Дочерними компаниями Холдинга МРСК являются:

·МРСК Юга

·МРСК Северного кавказа

·МРСК Волги

·МРСК Урала

·МРСК Сибири

·Тюменьэнерго

·Московская электросетевая компания

·Ленэнерго

·Янтарьэнерго

Последняя группа сетевых компаний - это малые территориальные сетевые организации (ТСО). Эти организации обслуживают, как правило, электросети небольших муниципальных образований, могут принадлежать как муниципальным властям, так и частным региональным инвесторам. Число таких организаций велико, однако доля их услуг в стоимостном выражении в сравнении со стоимостью услуг Холдинга МРСК и ФСК не столь значительна. Здесь же стоит упомянуть и о существовании бесхозных сетей - то есть таких электросетей, право собственности на которые не закреплено ни за каким владельцем. Такое стало возможно в результате множественных экономических преобразований, потрясших экономику страны в течение последних десятилетий.

Ввиду слабой управляемости и низкого уровня контроля за деятельностью малых ТСО со стороны муниципальных и региональных властей, других государственных органов, а также ввиду слабой мотивации текущих собственников развивать и поддерживать в требуемом состоянии электросети своих ТСО, всё чаще появляются предложения о поглощении малых сетевых компаний компаниями структуры МРСК. Это, с одной стороны, безусловно идёт в разрез с идеями реформы отрасли (рост числа участников и развитие конкуренции), но с другой стороны, в условиях российской действительности (неэффективность малых собственников, настроенных на краткосрочное пользование доставшимся активом с максимальной краткосрочной отдачей в ущерб инвестиционному развитию) может оказаться и эффективным.

группа. Энергосбытовые компании. Главными представителями этой группы компаний отрасли являются эенргосбыты - наследники империи РАО ЕЭС. Это «осколки» вертикально-интегрированных АО-энерго, получившие особый статус - статус гарантирующего поставщика. Ввиду такой специфики энергосбытовой сегмент, пожалуй, на сегодня является самым нереформированным сегментом из всех.

Кроме гарантирующих поставщиков существуют и независимые энергосбытовые компании. Это, в первую очередь, компании, осуществляющие поставку электрической энергии и мощности крупным потребителям непосредственно с оптового рынка электрической энергии и мощности (ОРЭМ). Кроме таких компаний, существуют и те, которые осуществляют деятельность по купле-продаже электрической энергии на розничных рынках. Но таких компаний значительно меньше ввиду особенностей правил рынка.

группа. Компании, осуществляющие управление режимами единой энергосистемы России Это, в первую очередь, Системный оператор Единой энергетической системы России (СО ЕЭС), а также его территориальные подразделения. Системный оператор несёт важную «интеллектуальную» нагрузку с технологической точки зрения. Он управляет электроэнергетическими режимами в энергосистеме. Его команды обязательны к исполнению для субъектов оперативно-диспетчерского управления (в первую очередь, для генерирующих и электросетевых компаний).

В пределах технологически изолированных территориальных энергосистем управление режимами осуществляет отдельная компания, на которую возложены функции по оперативно-диспетчерскому управлению в местной энергосистеме. Это может быть сетевая организация. (Такая ситуация может быть в изолированных энергорайонах, например, на северных территориях, в Якутии.)

Группа 5. Компании, отвечающие за развитие и функционирование коммерческой инфраструктуры рынка (ОРЭМ и розничных рынков). На сегодняшний день это, во-первых, некоммерческое партнёрство «Совет рынка» (НП Совет рынка), а, во-вторых, его дочерние компании: ОАО «АТС» - он же коммерческий оператор и ЗАО «ЦФР» - центр финансовых расчётов, осуществляющий расчёт и зачёт встречных финансовых обязательств и требований. НП Совет рынка, как ясно из его названия, имеет форму некоммерческого партнёрства, членами которого являются все участники оптового рынка электрической энергии и мощности (ОРЭМ). Он разрабатывает и дорабатывает договор о присоединении к торговой системе оптового рынка, обязательный к заключению всеми участниками ОРЭМ. Этот договор с учётом приложений - регламентов ОРЭМ определяет правила, порядок функционирования ОРЭМ, детально описывая различные процессы, порядок расчётов и т.п. Договор о присоединении должен соответствовать Правилам оптового рынка, утверждённым Постановлением Правительства РФ, а также иным нормативно-правовым актам. При внесении изменений в Правила ОРЭМ вносятся и изменения в договор о присоединении. Важные решения принимает и утверждает наблюдательный совет Совета рынка. Совет рынка также осуществляет разработку правил функционирования розничных рынков (в пределах своих полномочий), отвечает за развитие отрасли на основе баланса интересов субъектов электроэнергетики.

ОАО «АТС» является коммерческим оператором оптового рынка. Он организует работу рынка и взаимодействие участников рынка.

ЗА «ЦФР» проводит финансовые расчёты на рынке.

Группа 6. Организации, осуществляющие контроль и регулирование в отрасли. Контроль и регулирование в отрасли в пределах своих полномочий осуществляют различные органы исполнительной власти: как Российской федерации, так и её субъектов. Непосредственное влияние на процессы в отрасли оказывает Минэнерго. Весомую роль играют Федеральная служба по тарифам (ФСТ), Минэкономразвития, непосредственно Правительство РФ, а также Ростехнадзор, государственная корпорация Росатом и др. Со стороны субъектов федерации на розничном рынке в регулировании отрасли участвуют органы исполнительной власти в области регулирования тарифов (региональные энергетические комиссии, комитеты по тарифам и т.п.).

Группа 7. Потребители электрической энергии, мелкие производители электрической энергии. Это множество различного масштаба предприятий, организаций - субъектов экономики РФ, а также граждан страны, осуществляющих потребление электрической энергии для собственных нужд.

С точки зрения современной структуры отрасли всех потребителей можно разделить на потребителей розничных рынков (самая многочисленная группа) и потребителей оптового рынка. Потребителями оптового рынка могут стать лишь крупные предприятия, к тому же осуществившие ряд необходимых мероприятий: установку АИИС КУЭ (автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учёта электрической энергии), совершивших ряд организационных мероприятий для получения статуса субъекта ОРЭМ и получения допуска к торговой системе ОРЭМ. Поскольку все эти мероприятия требуют финансовых вложений, то их эффективность для каждого конкретного потребителя следует проверять отдельно .

1.3 Единая Энергосистема

Объективной особенностью продукции электроэнергетики является невозможность ее складирования или накопления, поэтому основной задачей энергосистемы является наиболее рациональное использование продукции отрасли. Электрическая энергия, в отличие от других видов энергии, может быть конвертирована в любой другой вид энергии с наименьшими потерями, причем ее производство, транспортировка и последующая конвертация значительно выгоднее прямого производства необходимого вида энергии из энергоносителя. Отрасли, зачастую не использующие электроэнергию напрямую для своих технологических процессов являются крупнейшими потребителями электроэнергии.

ЕЭС России - сложнейший автоматизированый комплекс электрических станций и сетей, объединенный общим режимом работы с единым центром диспетчерского управления (ДУ). Основные сети ЕЭС России напряжением от 330 до 1150 кВ объединяют в параллельную работу 65 региональных энергосистем от западной границы до Байкала. Структура ЕЭС позволяет функционировать и осуществлять управление на 3х уровнях: межрегиональном (ЦДУ в Москве), межобластном (объединенные диспетчерские управления) и областном (Местные ДУ). Такая иерархическая структура в сочетании с противоаварийной интеллектуальной автоматикой и новейшими компьютерными системами позволяет быстро локализовать аварию без значительного ущерба для ЕЭС и зачастую даже для местных потребителей. Центральный диспетчерский пункт ЕЭС в Москве полностью контролирует и управляет работой всех станций, подключенных к нему .

Единая Энергосистема распределена по 7 часовым поясам и тем самым позволяет сглаживать пики нагрузки электросистемы за счет перекачки избыточной электроэнергии в другие районы, где ее недостает. Восточные регионы производят электроэнергии гораздо больше, чем потребляют сами. В центре же России наблюдается дефицит электроэнергии, который пока не удается покрыть за счет передачи энергии из Сибири на запад. К удобствам ЕЭС можно также отнести и возможность размещения элекростанции вдалеке от потребителя. Транспортировка электроэнергии обходиться во много раз дешевле, чем транспортировка газа, нефти или угля и при этом происходит мгновенно и не требует дополнительных транспортных затрат.

Если бы ЕЭС не существовало, то понадобилось бы 15 млн кВт дополнительных мощностей.

Российская энергосистема обоснованно считается одной из самых надежных в мире. За 35 лет эксплуатации системы в России в отличие от США(1965, 1977) и Канады (1989) не произошло ни одного глобального нарушения электроснабжения.

Рисунок 3 Нагрузка электросети в течение суток

Несмотря на распад Единой Энергосистемы СССР большинство энергосистем ныне независимых республик все еще находятся под оперативным управлением ЦДУ РФ. Большинство независимых государств имеют отрицательное сальдо в торговом балансе электроэнергии с Россией. Так, по данным от 7.12.93 Казахстан должен России около 150 млрд. рублей, а Украина и Белорусия вместе - около 170 млрд., причем ни один должник в настоящее время не имеет финансовых возможностей выплатить России эти суммы .

ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКА РОССИИ XХIв

2.1 Текущее положение в отрасли. Концепция энергетической политики России в новых экономических условиях

Вследствие спада производства потребности хозяйства страны в электроэнергии снизились и поскольку по прогнозам специалистов такая ситуация будет продолжаться еще как минимум 2-3 года и важно не допустить разрушения системы к моменту, когда потребности в электроэнергии снова станут возрастать. Для поддержания уже существующих электромощностей необходим ввод 8-9 млн кВт ежегодно, однако из-за проблем с финансированием и развалом хозяйственных связей из запланированных на 92год 8 млн кВт построено и пущено мощностей лишь чуть более 1 млн кВт.

В настоящее время сложилась парадоксальная ситуация, когда в условиях спада производства наращивается его энергоемкость. По различным оценкам потенциал энергосбережения в России составляет от 400 до 600 млн. тонн условного топлива. А ведь, что составляет более трети всех потребляемых сегодня энергоресурсов.

Эти резервы распределяются по всем этапам от производства, транспортировки, хранения до потребителя. Так, суммарные потери ТЭК составляют 150-170 млн тонн условного топлива. Очень велико потребление нефтепродуктов низкой перегонки в качестве топлива на электростанциях. При имеющем место дефиците моторного топлива такая политика крайне неоправданна. Принимая во внимание значительную разницу цен между мазутом и моторным топливом в качестве топлива для котлов теплостанций гораздо эффективнее использовать газ или уголь, однако при использовании последнего большое значение приобретают экологические факторы. Очевидно, что эти направления должны развиваться в равной степени, так как экономическая конъюнктура может существенно меняться даже в энергетике и однобокое развитие отрасли никак не может способствовать ее процветанию. Газ гораздо эффективнее использовать в качестве химического топлива (сейчас газа сжигается 50% от всего призводимого в стране), чем сжигать его на ТЭЦ.

С учетом требований этой программы уже подготовлено несколько проектов и десятки находятся в стадии разработки. Так, существует проект Березовской ГРЭС-2 с блоками по 800 Мвт и рукавными фильтрами улавливания пыли, проект ТЭЦ с парогазовыми установками мощностью по 300 Мвт, проект Ростовской ГРЭС, включающий в себя множество принципиально новых технических решений .

Разработки коллективов отраслевых и академических институтов легли в основу Концепции энергетической политики России в новых экономических условиях. Концепция была представлена на рассмотрение в Правительство России рядом организаций - Минтопэнерго, Минэкономики, Миннауки России и Российской академией наук. Правительство Российской Федерации одобрило основные положения концепции на заседании правительства от 10.10.92 и после доработки проект документа был передан в Верховный Совет России

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

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

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

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

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

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

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

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

·Программа альтернативного моторного топлива. Предусмотрен крупно масштабный перевод транспорта на сниженный газ.

·Программа использования нетрадиционных возобновляемых источников энергии. При вводе мировых цен на энергоносители независимое энергоснабжение коттеджей, ферм и даже отдельно стоящих городских домов становится экономически выгодным. Планируется, что рост использования нетрадиционных возобновляемых видов энергоресурсов для местного энергоснабжения к 2000 году достигнет 10-15 млн. тонн условного топлива.

·Научно-техническая программа Экологически чистая энергетика на период 1993-2000 г.г. Предусмотрено создание технологий и оборудования, с помощью которых должна быть обеспечена безопасность, в том числе экологическая при производстве топлива, электрической и тепловой энергии .

2.2 Новые тенденции в пространственной организации электроэнергетики России

В целом тематика географии промышленности была в основном вне поля его научных интересов. Но его эрудиция и научный темперамент служили примером и вдохновляющим началом для многих его учеников, в том числе и для автора данного текста доклада.

Современная электроэнергетическая база страны сложилась в рамках незнакомой капитализму идеологии. В значительной степени она формировалась в течении длительного периода времени под влиянием идеологии плана ГОЭЛРО. Эту идеологию долго не могли сломать реформаторы после 1991 г. В значительной степе ни этому поспособствовала знаменитая Чагинская авария в Москве, которая сильно напугала власть в стране. После этой аварии стало ясно, что надо срочно определяться по какому пути развития пойдет эта одна из важнейших в стране жизнеобеспечивающих отраслей.

Была принципиальная возможность выбрать один из нескольких возможных: вариантов - полная приватизация или сохранение полной государственной собственности, но при условии создание эффективной и компетентной команды управленцев ее. После долгих колебаний был выбран промежуточный вариант, который с одной стороны устроил многих во власти и бизнесе, а с другой стороны не позволяет решать накопленные в электроэнергетике после 1991 г. проблемы в реальном масштабе времени.

К моменту начала приватизации некомпетентное руководство электроэнергетикой и сильное недофинансирование довели генерацию и сетевое хозяйство до предела. Доля оборудования, которое полностью морально и физически устарело перешагнуло за 50%. Сильно сократились возможности национального энергомашиностроения производить новое оборудование, да к тому же в достаточном количестве. Развалились ранее существовавшие мощные специализированные строительные и монтажные организации, полностью потеряны специальные рабочие, инженерные и проектные кадры и специальная строительная техника.

Частный бизнес заменил в электроэнергетике прежнюю идеологию ее построения и управления - максимальная степень надежности и экономичности работы на другую - получение всеми возможными способами максимума прибыли с выводом части ее в непрофильные фонды. Этот принцип сегодня основополагающий в работе частного бизнеса и поэтому в электроэнергетике страны происходит то, что происходит.

Централизованные финансовобанковская, транспортная и энергетическая системы - важнейшие рычаги управления экономикой страны и жизнью общества. Централизованная электроэнергетика - это один из важнейших экономических и политических инструментов в руках правящей системы. Децентрализация этих системообразующих элементов национальной экономики сильно ослабляют центральную и региональную власть и одновременно усиливают позиции частного капитала. Идеологи реформы в области электроэнергетики естественно это положение не выпячивали, но явно им руководствовались. К тому же реальная стоимость основных фондов электроэнергетики была в стране сильно недооценена и уже одно это сулило участникам приватизации существенные прибыли

К «несчастью» для приватизаторов, реформа электроэнергетики пришлась на период, когда в стране все еще происходил процесс «сборки» власти в вертикаль. Поэтому идеологи власти не позволили реализовать реформу в ее полном объеме. В результате сегодня ситуация в электроэнергетике страны запуталась до крайности.

Часть генерации и низовые сети были приватизированы, но не полностью. За бортом осталась электроэнергетика Дальнего Востока. Государство оставило в своих руках почти всю гидравлическую, всю атомную и часть топливной генерации. Она сохранила контроль над системообразующими сетями высокого напряжения. В регламент работы частных компаний были включены серьезные пункты их государственного обременения в части режимов работы и особенно в части инвестиционной политики Например, федеральные диспетчеры могут вмешиваться в ре жимы работы частной генерации и менять их нагрузку, а следовательно и получаемую ими прибыль К чему приводит такое вмешательство можно иллюстрировать на примере аварии на Саяно Шушенской ГЭС, Региональные диспетчеры в силу сложившихся в регионе обстоятельств самостоятельно и дистанционно (но не рас полагаю информацией об их техническом состоянии) включили в работу на повышенную мощность несколько энергоблоков ГЭС, которые такую нагрузку нести уже не могли. По принятым в стране правилам владелец ГЭС не обязан сообщать государственным органам о том, в каком состоянии находится принадлежащее ему генерирующее оборудование, но госслужащие могут включать его в работу в экстренных случаях, не ставя собственника в известность. Известно, что в электроэнергетике процесс происходит мгновенно и тем меньше времени на длительное согласование действия диспетчеров и собственников генерации.

Изменилась система продажи электроэнергии и сохранилась система перепродавцов, которые взвинчивают тарифы для конечных потребителей, не имеющих права выходить на оптовый рынок электроэнергии и мощности.

При подготовке к приватизации стоимость электроэнергетических фондов была завышена, а планы будущего роста энергопотребления регионов (уровня платежеспособного спроса) занижены. Это создало дополнительный стимул для роста капитализации электроэнергетики. Власть сама попалась на этом, создав для будущих владельцев излишнее обременение по обязательному будущему вводу новой генерации. В экономике России тех лет велико было ожидание непрерывного экономического роста - своеобразного российского экономического чуда. А кончи лось чудо в 1998 г.

На всех обсуждениях проекта реформы ее авторы и идеологи клялись в будущем снизить тарифы на энергию как только в этой отрасли заработает рынок. В результате рынок есть, а тарифы продолжают расти и этот рост прогнозируется на длительную перспективу.

Наша страна в течение двадцати лет строит основы национального капитализма, а мир в это время переходит в электроэнергетике на принципиально новое оборудование в генерации, у которого КПД использования топлива на 1015 выше.

Основной тенденцией развития атомной энергетики в мире остается агрегатная и заводская концентрация мощности. Россия временно потеряла технологические возможности производить аналогичное оборудование, но возможно в ближайшие годы снова его восстановит. Потеряны мощности машиностроения и страна не в со стоянии развивать АЭС в надлежащем темпе, особенно с учетом экспортных поставок реакторов. Принятое руководством «Росатомэнерго» решение о создании нового центра по производству атомных реакторов на базе Петрозаводского завода тяжелого машиностроения выглядит по крайней мере странно.

В стране надвигается кризис запасов урана, а между тем он активно поставляется в другие страны.

В области гидрогенерации наблюдается явная немощность и неспособность обеспечить необходимый темп строительства ГЭС. Причина этому в потере ранее созданных региональных базах строительства ГЭС. В стране не хватает финансовых средств на строительство ГЭС, а «Русгидро» закупает основные фонды в других странах в целях зарабатывания там прибыли.

Госкомпания «Русгидро» открыла финансирование работ по проектированию таких специфических проектов, как каскад Нижнеенисейских ГЭС и Южно Якутского энергокомплекса.

Развитие атомной электроэнергетики в Европейской части страны и рост электропотребления в непроизводственном секторе экономики требуют адекватного ввода здесь маневренных и дешевых мощностей. Это в первую очередь ГЭС на Северном Кавказе и в Карелии, а также ГАЭС вблизи центров нагрузки.

Наибольшие изменения произошли в тепловой генерации. Переход на газотурбинные и парогазовые блоки привел к снижению средней мощности установленного оборудования и мощности электростанций. Налицо новая тенденция к уменьшению степени агрегатной и заводской концентрации. Одновременно обозначился заметный сдвиг новой генерации к потребителю тепла и в электропотребляющие узлы .

Особого рассмотрения заслуживает проблема формирования и географии та рифа на электрическую и тепловую энергию. В стране велика степень политизации тарифообразования на энергию. По мере приближения к выборам органы власти начинают активно регулировать тарифы, при этом не пытаясь заставить компании от крыть систему самого тарифообразования и структуры издержек. В результате не довольны все стороны этого процесса. Энергетики жалуются на нехватку средств на реновацию, а конечный потребитель медленно, но уверенно теряет одно из своих конкурентных преимуществ - относительную дешевизну энергозатрат. Особо можно сказать о населении, у которого цены на энергию и инфляция съедают прирост благосостояния и платежеспособного спроса, который и так не велик. Органы верховной власти в стране никак не могут определиться со своей политикой в этом отношении, что создает большие сложности и для реального бизнеса, который не может спрогнозировать свои энергетические издержки на достаточный промежуток лет и поэтому тормозит инвестиционный процесс. При этом мы слышим заклинания по поводу оптимизации инвестиционного климата в стране.

Электроэнергетика России стоит перед тяжелым выбором:

·либо оставаться в стагнационном состоянии, когда в нее, как в "черную дыру" будут вливаться госинвестиции, служащие лишь обогащению акционеров распределительной системы, но не должному развитию отрасли, необходимому для нормального функционирования промышленности и других отраслей России;

·либо возродиться, что возможно лишь при кардинальной реорганизации отрасли, преобразовав ее из нынешней рыночно-монополистической системы, имеющей целью обогащение акционеров, которые по определению не могут быть хозяевами страны, в высокотехнологичный госхолдинг, ставящий своей целью не доходы тех групп и людей, которым удалось добраться до управления отраслью, а интересами настоящего хозяина - Российской Федерации, ее максимально быстрого развития, то есть минимально низкой цены электроэнергии, равной ее себестоимости, обеспечивающей наилучшие условия развития всех отраслей России.

В случае внедрения технологии сверхдальней передачи электроэнергии <#"justify">2.3 Перспективы государственной инновационной политики в электроэнергетике

В сфере электроэнергетики наиболее перспективным представляется следующий вариант изменений на оптовом и розничном рынках электроэнергии (мощности):

-внедрение реальной и технологически достаточно просто реализуемой конкуренции за потребителя на розничном рынке среди энергосбытовых компаний, в том числе гарантирующих поставщиков. При этом конкуренция создается и развивается как новыми возможностями розничных потребителей по покупке электрической энергии не только у гарантирующих поставщиков, так и прозрачной и качественной работой сбытовых компаний;

-основным способом торговли электроэнергией и мощностью и на оптовом, и на розничном рынке сделать двусторонние договоры между поставщиками и покупателями, заключаемые преимущественно на срок один год и более. При этом основу рынка должны составлять финансовые договоры поставки электроэнергии с мощностью как наиболее развитый и эффективный способ торговли;

-создание инфраструктуры и правил торговли для развития всех видов двусторонних договоров: физических, финансовых, торговли производными инструментами - стандартизованными контрактами;

-замена централизованного конкурентного отбора мощности как способа централизованного (почти государственного) гарантирования заранее поставщикам цен и объемов покупки их мощности - двусторонними отношениями по покупке мощности и электроэнергии и постфактумной оплатой мощности в объеме превышения потребления над покупкой по двусторонним договорам;

-усиление вовлеченности потребителей в процесс формирования цен и условий поставки электроэнергии (мощности) как при помощи развития двусторонних договоров, так и при помощи развития торговли управляемым потреблением (добровольным ограничением нагрузки);

-изменение принципов функционирования и регулирования гарантирующих поставщиков, основным функционалом которых будет являться простейшее транслирование результатов закупки электроэнергии у поставщиков потребителям, организация эффективного биллинга и сбора платежей, при долгосрочном регулировании необходимой валовой выручки и соблюдении требований по надежности и качеству оказываемых услуг;

-внедрение механизмов, снижающих или предотвращающих неплатежи по всей цепочке формирования поставки и стоимости (цены) электроэнергии для потребителей .

При этом необходимо подчеркнуть, что предлагаемые изменения на оптовом и розничном рынке жестко связаны и должны осуществляться одновременно. Нецелесообразно осуществлять изменения на оптовом рынке без развития конкуренции на розничном рынке и наоборот.

На розничном рынке предоставляется право любому розничному потребителю уходить от гарантирующих поставщиков на обслуживание к конкурентным (нерегулируемым) энергосбытовым компаниям (далее - сбытовые компании) при соблюдении следующих условий:

-наличие самого простейшего, отвечающего только требованиям метрологии и обязательным требованиям законодательства о тех.регулировании почасового учета потребления электроэнергии с хранением (памятью)

-отсутствие задолженности перед гарантирующим поставщиком.

Потребители, отвечающие указанным требованиям, далее называются квалифицированными потребителями.

Квалифицированный потребитель может уходить от гарантирующего поставщика со следующей периодичностью: перед началом каждого квартала - на старте внедрения новых правил, потом - перед началом каждого месяца.

Квалифицированным потребителям и любым сбытовым компаниям в отношении таких потребителей (далее - и те и другие - квалифицированные покупатели) предоставляется возможность без получения статуса участника оптового рынка заключать свободные (нерегулируемые) двусторонние договоры купли-продажи электроэнергии (мощности) (далее - СД) с любыми поставщиками э/э (мощности) оптового и розничного рынка. Такие договоры могут заключаться как через те же самые площадки, что и для покупателей оптового рынка (организованная площадка, информационная система), так и напрямую между квалифицированным розничным покупателем и производителем электроэнергии.

При этом остатки электроэнергии (мощности), определяемые как разница между фактическим потреблением и объемами, купленными по СД, покупаются (продаются) квалифицированными покупателями через гарантирующего поставщика.

В случае если потребитель ушел на обслуживание к сбытовой компании, то такая компания поставляет потребителю всю электроэнергию (мощность) в объеме его фактического потребления. При этом сама сбытовая компания часть электроэнергии (мощности) приобретает по СД, а остатки - на оптовом рынке, если она является участником оптового рынка, либо у гарантирующего поставщика.

Особенности СД, заключаемых между поставщиками ОРЭМ и квалифицированными покупателями розничного рынка:

а) Учет таких договоров на оптовом рынке:

Регистрация СД на оптовом рынке Администратором торговой системы (АТС) осуществляется по самой простейшей процедуре, какая возможна. Если договоры заключены через организованную площадку - регистрация напрямую: площадка - АТС;

В таких СД квалифицированный покупатель указывает гарантирующего поставщика, с которым он рассчитывается по покупке/продаже остатков э/э (мощности);

АТС информирует соответствующих гарантирующих поставщиков об объемах э/э (мощности), приобретенных квалифицированным покупателем по СД, до начала месяца поставки;

В торговле на рынке на сутки вперед, балансирующем рынке, мощностью - объемы электроэнергии и мощности в таких договорах относятся к объемам потребления гарантирующего поставщика и учитываются таким же образом, как и СД, заключенные гарантирующим поставщиком для себя.

б) Для обеих сторон СД имеет условие «takeorpay» (то есть, является финансовым договором), которое означает следующее:

Если объемы электроэнергии в СД не полностью включены в график производства соответствующего генератора по результатам планирования на сутки вперед (РСВ), поставщик докупает невключенные объемы у иных поставщиков через РСВ (или по другим СД). Таким образом, всегда обеспечивается поставка объемов э/э в СД покупателю.

Если объемы электроэнергии в СД не полностью включены в график потребления соответствующего покупателя по результатам планирования на РСВ, гарантирующий поставщик продает невключенные объемы на РСВ. Полученную сумму (за вычетом расходов гарантирующего поставщика, связанных с такой продажей, как-то: распределение отрицательного стоимостного небаланса, инфраструктурные услуги и пр.) гарантирующий поставщик возвращает квалифицированному покупателю в рамках розничного договора, касающегося покупки/продажи остатков электроэнергии и мощности.

При этом сохраняется существующий порядок расчета объемов и цен на оптовом рынке, т.е. по границам зоны обслуживания гарантирующих поставщиков (по совокупному объему потребления по территории, включая потребление, относящееся к квалифицированным покупателям).

Кроме того, сохраняется существующий на розничном рынке порядок (но с минимальными требованиями к приборам учета, указанными выше) сбора данных коммерческого учета потребления квалифицированных покупателей с целью их взаиморасчетов с гарантирующим поставщиком и электросетевыми компаниями.

При предлагаемой конкурентной модели розничного рынка изменяются некоторые аспекты деятельности гарантирующих поставщиков .

3. ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ

3.1 Альтернативные источники электроэнергетики

Вопрос об альтернативных источниках электроэнергии уже много лет занимает умы ведущих специалистов в области разработки и создания дешёвых энергетических систем будущего. По прогнозам учёных в ближайшие 60 -70 лет запасы угля, природного газа и нефти могут быть исчерпаны практически полностью. Угроза энергетического кризиса совсем не за горами, и поэтому уже сегодня во многих странах мира форсируются разработки современных энергосберегающих технологий, а также ведётся непрерывный поиск альтернативных (недорогих) источников электроэнергии.

К альтернативным (бесплатным) источникам электроэнергии принято относить такие системы преобразования природной энергии в электрическое напряжение, как солнечные энергосистемы, ветряные электрогенераторы, а также термоэлектрические источники электроэнергии.

Солнечные электростанции используют для своей работы солнечное излучение, трансформируя его в электрическую энергию. Солнечные энергосистемы могут быть построены как по схеме с термодинамическим преобразованием энергии солнца, так и по схеме прямого преобразования последней в электрическую энергию (с помощью фотоэлементов). В первом случае солнечная радиация сначала превращается в тепловую энергию и только затем (с помощью теплогенератора) преобразуется в электрическую. Во втором варианте превращение солнечной энергии в электрическую осуществляется за счёт электронных свойств фотоэлементов (за счёт использования "фотоэффекта"), т.е. используются солнечные модули <#"justify">3.2 Электроэнергетика мира в перспективе

Стратегическими целями развития электроэнергетики в рассматриваемой перспективе являются:

·надежное энергоснабжение экономики и населения страны электроэнергией;

·сохранение целостности и развитие Единой энергетической системы страны, ее интеграция с другими энергообъединениями на Евразийском континенте;

·повышение эффективности функционирования и обеспечение устойчивого развития электроэнергетики на базе новых современных технологий;

·снижение вредного воздействия на окружающую среду.

Энергосберегающая политика подразумевает коренное совершенствование структуры энергопотребления, экономию топлива и энергии во всех отраслях народного хозяйства и переход на энергосберегающие технологии.

В перспективе возможно снижение доли мазута в топливном балансе электростанций благодаря строительству атомных электростанций и ТЭС, работающих на углях открытой добычи (канско-ачинских). Увеличение значения природного газа благоприятно отразится на экологической обстановке. Освоение гидроэнергоресурсов восточных районов России и строительство там крупных ГЭС; увеличение доли АЭС в структуре энергетики европейской части и повышение их надежности; сооружение ГАЭС на малых реках, а также ПГУ, ГТ и МГД-генераторов в регионах с напряженным энергетическим балансом может решить проблему дефицита и неравномерного распределения электроэнергии.

Также новая энергетическая программа должна учитывать возможности использования нетрадиционных ресурсов и вторичных источников энергии.

Основой электроэнергетики на всю рассматриваемую перспективу останутся тепловые электростанции, удельный вес которых в структуре установленной мощности отрасли сохранится на уровне 60-70%. Выработка электроэнергии на тепловых электростанциях к 2020 г. возрастет в 1,4 раза по сравнению с 2000 г .

Важным направлением в электроэнергетике в современных условиях является развитие распределенной генерации на базе строительства электростанций небольшой мощности, в первую очередь небольших ТЭЦ с ПТУ, ГТУ и на других современных технологиях.

Для выполнения инновационной программы отрасли необходимо осуществить комплекс научных исследований и разработок по следующим направлениям:

·расширение ресурсной базы электроэнергетики и повышение региональной обеспеченности топливом за счет освоения эффективного экологически чистого сжигания канско-ачинских и низкосортных углей восточных районов России в котлах паротрубных энергоблоков на суперкритические параметры пара, в том числе с «кольцевой» топкой, в расплаве шлака, в топках с циркулирующим кипящим слоем и под давлением;

·повышение эффективности защиты окружающей среды на основе комплексных систем газоочистки и золоулавливания на энергоблоках;

·повышение эффективности парогазового цикла за счет выбора схемы утилизации тепла;

·создание и освоение производства энергетических установок нового поколения на базе твердооксидных топливных элементов для централизованного энергоснабжения, исследование возможности применения в этих целях топливных элементов других типов;

·создание и внедрение в эксплуатацию надежного электротехнического коммутационного оборудования с элегазовой и вакуумной изоляцией;

·развитие межсистемных электрических передач с повышенной пропускной способностью;

·развитие гибких электрических передач;

·внедрение нового поколения трансформаторного оборудования, систем защиты от перенапряжений и микропроцессорных систем РЗ и ПАА, оптоволоконных систем связи;

·создание и внедрение электротехнического оборудования, включая преобразовательные агрегаты, для частотно-регулируемого электропривода различного назначения;

·повышение надежности теплоснабжения на базе повышения долговечности и коррозионной стойкости труб тепловых сетей с пенополиуретановой изоляцией.

3.3 Перспективы развития в России

Существуют стратегические цели развития электроэнергетики России на период до 2030 г.

Эти цели включают:

обеспечение энергетической безопасности страны и регионов;

удовлетворение потребностей экономики и населения страны в электрической энергии (мощности);

обеспечение надежности работы системы электроснабжения России;

инновационное обновление отрасли, направленное на обеспечение высокой энергетической, экономической и экологической эффективности производства, транспорта, распределения и использования электроэнергии.

Для достижения стратегических целей развития электроэнергетики необходимо решение следующих основных задач:

обеспечение широкого внедрения новых высокоэффективных технологий производства, транспорта и распределения электроэнергии и, тем самым, построение электроэнергетики на качественно новом технологическом уровне;

обеспечение эффективной политики государства в электроэнергетике;

диверсификация ресурсной базы электроэнергетики путем расширения ниши для увеличения доли угля в производстве электроэнергии на ТЭС, расширения использования АЭС, ГЭС и нетрадиционных возобновляемых источников энергии;

сбалансированное развитие генерирующих мощностей и электрических сетей, обеспечивающих требуемый уровень надежности электроснабжения потребителей;

дальнейшее развитие ЕЭС России;

развитие малой энергетики в зоне децентрализованного энергоснабжения за счет повышения эффективности использования местных энергоресурсов, развития электросетевого хозяйства, сокращения объемов потребления завозимых светлых нефтепродуктов;

разработка и реализация механизма сдерживания цен за счет технологического инновационного развития отрасли, снижения затрат на строительство генерирующих и сетевых мощностей, создания эффективной системы управления;

снижение негативного воздействия электроэнергетики на окружающую среду на основе применения наилучших существующих и перспективных технологий.

Обеспечение надежности системы электроснабжения России Анализ показывает, что существующие в России нормативные документы предусматривают менее жесткие требования в обеспечении как балансовой, так и режимной надежности, чем это имеет место в энергообъединениях США и Европы. Критерий балансовой надежности, характеризуемый в наиболее общем виде вероятностью бездефицитной работы энергосистем, на Западе, как правило, на порядок выше, чем в России. В качестве критерия режимной надежности на Западе обычно используется критерий n-1, а в ряде случаев критерии и более высоких порядков. В то же время в энергосистемах России предусмотрено более широкое использование средств противоаварийного управления. При переходе к рыночным отношениям надежность становится все более экономической категорией, определяемой ценой, которую потребители согласны платить за заявленный уровень надежности. Это требует уточнения нормативных критериев балансовой и режимной надежности, отраженных в существующих нормативных документах, в соответствии с требованиями надежности со стороны потребителей, причем эти уточнения в условиях рынка электроэнергии будут идти в сторону ужесточения этих критериев, в частности, в сторону повышения показа- теля балансовой надежности - вероятности бездефицитной работы энергосистем - до величины порядка 0,9997 к концу рассматриваемого периода, как это предложено, а также обязательного выполнения критерия n-1, а в ряде случаев для особо ответственных объектов - АЭС, систем внешнего электроснабжения мегаполисов, крупных городов и некоторых других - и критерия n-2. При этом необходимо будет уточнить всю совокупность связанных с ними критериев надежности, в том числе резервов мощности ЕЭС России, ОЭС, региональных энергосистем, пропускных способностей межсистемных связей, расчетных возмущений, при которых должна обеспечиваться динамическая устойчивость, и др. Для обеспечения надежности ЕЭС России необходимо будет:

создать зоны эффективного управления региональными энергосистемами, в рамках которых будет обеспечиваться баланс мощности как в процессе функционирования, так и развития региональных энергосистем;

кардинально повысить надежность схем внешнего и внутреннего энергоснабжения крупных городов, и мегаполисов;

создать государственную систему контроля за обеспечением надежности (ежегодный прогноз надежности на 10 лет, разработка национальных стандартов надежности, контроль за их выполнением);

создать автоматизированную систему - «управление спросом потребителей»;

принять соответствующие новым условиям нормативы надежности.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Тепловые электростанции (ТЭС), действующие на территории России, можно классифицировать по следующим признакам:

§по источникам используемой энергии - органическое топливо, геотермальная энергия, солнечная энергия;

§по виду выдаваемой энергии - конденсационные, теплофикационные;

§по использованию установленной электрической мощности и участию ТЭС в покрытии графика электрической нагрузки - базовые (не менее 5000 ч использования установленной электрической мощности в году), полупиковые или маневренные (соответственно 3000 и 4000 ч в году), пиковые (менее 1500-2000 ч в году).

В свою очередь, тепловые электростанции, работающие на органическом топливе, различаются по технологическому признаку:

§паротурбинные (с паросиловыми установками на всех видах органического топлива: угле, мазуте, газе, торфе, сланцах, дровах и древесных отходах, продуктах энергетической переработки топлива и т. д.);

§дизельные;

§газотурбинные;

§парогазовые.

Отрасль состоит из нескольких групп компаний и организаций, каждая из которых выполняет определённую отведённую ей отдельную функцию.
Основные группы компаний и организаций:
·Генерирующие компании оптового рынка

·Электросетевые компании

·Энергосбытовые компании

·Компании, осуществляющие управление режимами единой энергосистемы России

·Компании, отвечающие за развитие и функционирование коммерческой инфраструктуры рынка (ОРЭМ и розничных рынков)

·Организации, осуществляющие контроль и регулирование в отрасли

·Потребители электрической энергии, мелкие производители электрической энергии.

Энергосистема - группа электростанций разных типов и мощностей, объединенная линиями электропередач и управляемая из единого центра.

ЕЭС - единый объект управления, электростанции системы работают параллельно.

ЕЭС России - сложнейший автоматизированый комплекс электрических станций и сетей, объединенный общим режимом работы с единым центром диспетчерского управления (ДУ). Основные сети ЕЭС России напряжением от 330 до 1150 кВ объединяют в параллельную работу 65 региональных энергосистем от западной границы до Байкала. Структура ЕЭС позволяет функционировать и осуществлять управление на 3х уровнях: межрегиональном (ЦДУ в Москве), межобластном (объединенные диспетчерские управления) и областном (Местные ДУ). Такая иерархическая структура в сочетании с противоаварийной интеллектуальной автоматикой и новейшими компьютерными системами позволяет быстро локализовать аварию без значительного ущерба для ЕЭС и зачастую даже для местных потребителей. Центральный диспетчерский пункт ЕЭС в Москве полностью контролирует и управляет работой всех станций, подключенных к нему

Выброс вредных веществ в окружающую среду на единицу продукции превышает аналогичный показатель на западе в 6-10 раз. Экстенсивное развитие производства, ускоренное наращивание огромных мощностей привело к тому, что экологический фактор долгое время учитывался крайне мало или вовсе не учитывался. Наиболее неэкологичны угольные ТЭС, вблизи них радиационный уровень в несколько раз превышает уровень радиации в непосредственной близости от АЭС. Использование газа в ТЭС гораздо эффективнее, чем мазута или угля: при сжигании 1 тонны условного топлива образуется 1.7 тонны СО2 против 2.7 тонны при сжигании мазута или угля. Экологические параметры установленые ранее не обеспечивали полной экологической чистоты,в соответствии с ними строилось большинство электростанций. Новые стандарты экологической чистоты вынесены в специальную государственную программу Экологически чистая энергетика. С учетом требований этой программы уже подготовлено несколько проектов и десятки находятся в стадии разработки. Так, существует проект Березовской ГРЭС-2 с блоками по 800 Мвт и рукавными фильтрами улавливания пыли, проект ТЭЦ с парогазовыми установками мощностью по 300 Мвт, проект Ростовской ГРЭС, включающий в себя множество принципиально новых технических решений.

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

oНациональная программа энергосбережения;

oНациональная программа повышения качества энергоснабжения;

oНациональная программа по защите окружающей среды от вредных воздействий энергетики;

oНациональная программа поддержки обеспечивающих ТЭК отраслей;

oГазоэнергетическая программа Ямал;

oПрограмма освоения восточно-сибирской нефтегазовой провинции;

oПрограмма повышения безопасности и развития ядерной энгетики;

oПрограмма создания Канско-Ачинского угольно-энергетичекого комплекса.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1.Постановление Правительства РФ №526 от 11 июля 2001 года «О реформировании электроэнергетики Российской Федерации»

2.Энергетическая стратегия России на период до 2030 года. Утверждена Распоряжением Правительства РФ от 13 ноября 2009 г. № 1715-р.

3.Новости электротехники «В 2009 году выработка ГЭС России выросла на 5%» от 8 апреля 2011г.

4.Волков, Э.П. Вопросы совершенствования системы управления развитием и функционированием электроэнергетики в условиях ее реформирования [Текст]: статья // Э.П. Волков, А.А. Баринов - М.: Контроллинг, 2010г.

.Галяев, А.Н. Проблемы повышения энергоэффективности в электроэнергетике [Текст]: А.Н. Галяев // Российское предпринимательство. - 2010. - № 5 Вып. 2 (159). - c. 138-143.

.Галяев, А.Н. Повышение энергоэффективности в электроэнергетике России в кризисный и посткризисный периоды [Текст]: Инвестиционные проекты - М.: Маркетинговые исследования -2010-№ 12 Вып. 9 - c. 58-74.

7.Райзберг, Б.А. Современный экономический словарь [Текст]: словарь / Б.А. Райзберг, Л.Ш. Лозовский, Е.Б. Стародубцева. 6-е изд., перераб. - ИНФРА-М., 2010г.

8.Социальноэкономическая география: история, теория, методы, практика [Текст]: Сборник научных статей. - М.: Смоленск: Универсум 2011

.Экономическая география России [Текст]: учебник / под ред.: В. И. Видяпина, М. В. Степанова. - изд. перераб. и доп. - М. : Инфра-М, 2007. - 568 с.

.Титоренко, Г.А. Информационные технологии управления [Текст]: уч. пособие / Г.А. Титоренко- М.: ЮНИТИ, Изд-во: Юнити-Дана, 2012 г. - 591 с.

11.Философова, Т. Г. Конкуренция, инновации, конкурентоспособность [Текст]: уч. Пособие / Т. Г. Философова <#"justify">Интернет-ресурсы:

.www.gov. ru (Сервер органов государственной власти)

.www.gks. ru (Федеральная служба государственной статистики)

3.www.igu-net.org <#"justify">5.www.libertarium.ru (Московский Либертариум 1994-2014г.)

6.www.e-college.ru <#"justify">Приложение А

Электроэнергетика - одна из составляющих частей экономики, в которой реализуется процесс производства, передачи, распределения и потребления электрической энергии. Электроэнергетика влияет на все сектора экономики, обеспечивая их электроснабжением.

Единая электроэнергетическая система России - это система объединенных электрических объектов (электрических станций, электрических и тепловых сетей, линий электропередач, трансформаторных подстанций, распределительных устройств), связанных единым процессом производства, передачи, распределения и потребления электрической энергии в целях удовлетворения потребностей потребителей. Современная электроэнергетика России состоит из тепловых электростанций (мощностью 149,2 млн. кВт), гидравлических электростанций (мощностью 42,3 млн. кВт) и атомных электростанции (мощностью 22,4 млн. кВт), связанные высоковольтными линиями электропередач (ЛЭП) общей протяженностью более 2,5 млн. км .

Российская электроэнергетика до 1992 года имела вертикально-интегрированную двухуровневую структуру управления: Министерство энергетики и электрификации, производственные объединения энергетики .

В 1992 году был подписан Указ Президента РФ, регламентирующий управление электроэнергетикой в Российской Федерации в условиях приватизации, который установил порядок и особенности акционирования в электроэнергетике :

1. Образовалось Российское акционерное общество энергетики и электрификации (РАО «ЕЭС России») в уставной капитал вошло:
   • Имущество магистральных линий электропередач напряжением 220 кВ и выше с подстанциями и общесистемными средствами режимной и противоаварийной автоматики;
   • Имущество гидравлических электрических станций мощностью 300 МВт и выше, ГРЭС мощностью 1000 МВт и выше;
   • Имущество центрального диспетчерского управления (ЦДУ) ЕЭС, семь объединенных диспетчерских управлений (ОДУ) энергетических зон страны, производственное объединение (ПО) «Дальние электропередачи»;
   • Региональные акционерные общества электроэнергетики и предприятия электроэнергетики, в которых Российская Федерация имеет не менее 49% акций.
2. В уставной капитал РАО «ЕЭС России» вносятся акции 70 региональных АО-энерго, 332 строительно-монтажных организаций отрасли, 75 научно-исследовательских и отраслевых проектно-изыскательских институтов, а также специальные учебные заведения отрасли.
3. ЦДУ, ОДУ энергозон, ПО «Дальние электропередачи», проектные и научно-исследовательские институты, учебные заведения отрасли преобразуются в акционерные общества без их приватизации. Это сохраняло за государством контроль над управлением и стратегией развития отрасли.
4. 295 магистральных линий электропередач напряжением 220 кВ и выше с подстанциями по 7 энергозонам страны.
5. 51 тепловая и гидравлическая электростанция по 7 энергозонам ЕЭС, а также энергетические объекты диспетчерского управления отрасли. Эти электростанции составляют основу ФОРЭМ (федеральный оптовый рынок электроэнергии (мощностей)) .

В период 1992 - 2008 годы электроэнергетика оставалась монополизированной отраслью экономики страны (рисунок 1).

Технологической основой работы являлась электрическая сеть РАО «ЕЭС России» и сети снабжающих организаций. Количество субъектов ФОРЭМ не ограничивалось, любая организация, которая соблюдала все правила, могла стать субъектом ФОРЭМ. В то время поставщиками электроэнергии и мощности на ФОРЭМ являлись 16 ТЭС, 9 ГЭС, 8 АЭС и 7 энергоизбыточных АО-энерго. Покупали электроэнергию с ФОРЭМ 59 АО-энерго, и пять потребителей - субъекты рынка. В пределах единого рыночного пространства осуществлялись поставки электрической энергии от производителей до потребителей при организованном руководстве РАО «ЕЭС России» и диспетчерского управления ЦДУ ЕЭС России.

Рисунок 1 Структура электроэнергетики с 1992 по 2008 год

Продажа электрической энергии (мощностей) каждым субъектом ФОРЭМ, осуществлялось только в границах балансовой принадлежности электрической сети продавца по тарифам, установленным Федеральной службой по тарифам (ФСТ России).

На рынке ФОРЭМ складывалась такая ситуация, что электроэнергия распределялась на собственную территорию и фактически электростанция, производящая эту энергию, не могла выйти на рынок (рисунок 2) .

Рисунок 2. Структура рынка электроэнергии до 2008 года

В представленных выше рисунках мы видим, что в стране существовало вертикально-интегрированное управление Единой энергетической системой .

1. Вертикально-интегрированная схема имела ряд особенностей:
2. Возможность оптимизации генерирующих мощностей;
3. Монополия на электроснабжение;
4. Государственное регулирование тарифов;
5. Снижение инвестиционных рисков для энергокомпаний;
6. Развитие элементов технологической цепи осуществлялось по единому плану;
7. Возможность концентрации финансовых ресурсов.

В 2000 году была задумана реформа в отрасли электроэнергетики, результатом которой являлось: низкая эффективность государственного регулирования отрасли, производства и потребления электрической энергии, снижение управляемости и эффективности функционирования, дефицит инвестиционных ресурсов, снижение надежности электроснабжения, кризисное состояние научно-технического развития, ухудшение показателей устойчивости, отсутствие эффективной системы корпоративного управления.

В качестве основы реформирования электроэнергетики была принята программа ее реструктуризации, с разделением всех видов деятельности на монопольные (передача электрической энергии, оперативно-диспетчерское управление) и конкурентные (генерация, сбыт, ремонтное обслуживание, непрофильные виды деятельности).

Цель реформы отрасли электроэнергетики заключалась в образовании конкуренции, снижение тарифов на электроэнергию, в повышении энергетической безопасности страны, надежности энергоснабжения потребителей и эффективности работы отрасли, обеспечении инвестиционной привлекательности электроэнергетики и соблюдении экологических требований.

Предполагалось создание полноценного конкурентного оптового рынка электроэнергии, формирование розничных рынков электрической энергии, обеспечивающих надежное энергоснабжение потребителей и обеспечивающих понижение тарифов на электроэнергию.

Передача электроэнергии по магистральным (системообразующим) и распределительным сетям, как монопольная деятельность, регулируется государством, а всем участникам рынка обеспечивается равный доступ к услугам естественных монополий (рисунок 3).

Рисунок 3. Рынок электроэнергетики России после завершения реформирования 2008 года

В ходе реформы электроэнергетики выделили компании специализированные на определенных видах деятельности:

Производство электроэнергии (генерация) - коммерческая деятельность хозяйствующего субъекта, занимающегося производством и продажей электрической энергии (мощности), компания направляет на оптовый или розничный рынок электроэнергию для дальнейшей продажи (покупки).

Передача электрической энергии (мощности) - оказание сетевыми организациями - субъектам оптового рынка услуги по передаче электроэнергии (мощности) по магистральным линиям электропередач.

Распределение электрической энергии (мощности) - оказание коммерческими организациями - субъектам оптового и розничного рынка услуг по поставке электрической энергии (мощности) по сетям.

Сбыт электрической энергии (мощности) - продажа электрической энергии потребителям на основе договоров энергоснабжения, получающих электрическую энергию от генерирующих или сбытовых компаний.

Отношения на конкурентном оптовом рынке складывается на основе свободного коммерческого взаимодействия, но по установленным правилам.

Магистральные сети в результате перешли к образованной Федеральной сетевой компании, распределительные сети - под контроль Межрегиональной распределительной сетевой компании (МРСК), Системному оператору переданы активы региональных диспетчерских управлений.

Оптово и территориально генерирующие компании находятся в собственности частных лиц, а гидроэлектростанции объединены в компанию РусГидро, которая находится под контролем государства, эксплуатация и обслуживание АЭС доверены ОАО «Концерн Росэнергоатом», подразделению Госкорпорации «Росатом». ОГК объединяют электростанции, специализированные на производстве электрической энергии, в ТГК входят электростанции производящие как тепловую, так и электрическую энергию.

Для минимизации монопольных злоупотреблений все электростанции ОГК находятся в разных регионах страны. В процессе реформирования генерирующие компании (ОГК) стали крупнейшими участниками оптового рынка. Состав ОГК подобран следующим образом: по мощности, годовому доходу, по степени изношенности основных фондов и количеству потребляемых ресурсов.

Территориальные генерирующие компании (ТГК) объединяют электростанции нескольких соседних регионов, не вошедшие в ОГК - в основном теплоэлектроцентрали, производящие как электроэнергию, так и теплоэнергию. Данные генерирующие компании продают электрическую и тепловую энергию в своих регионах.

Все продавцы и покупатели электрической энергии, соблюдающие установленные правила и производящие электрическую энергию или являющиеся посредниками между производителями и покупателями, обеспечены правом выхода на оптовый рынок электроэнергии.

После реформирования акционерные общества энергетики и электрификации (АО-энерго) переданы в ведения региональных сетевых компаний, которым присвоен статус гарантирующих поставщиков. Они обязаны заключать договора на электроснабжение с любыми потребителями, находящиеся в их зоне. Гарантирующие поставщики до 2011 года осуществляли поставку электроэнергии на основе регулируемых тарифов, однако с 1 января 2011 года электрическая энергия в полном объёме поставляется по свободным (нерегулируемым) ценам, но это не касается населения, которое по-прежнему получает электрическую энергию по регулируемым тарифам.

Сбытовой деятельностью может заниматься коммерческая организация, удовлетворяющая установленным требованиям. Независимые сбытовые организации поставляют электрическую энергию потребителям по договорным ценам. Покупать электрическую энергию у независимой электросбытовой организации имеют права потребители, удовлетворяющие требованиям минимальному объему потребления электроэнергии и оснащенные приборами контроля и учета электрической энергии.

Магистральные линии электропередач являются основой энергетической системы России. С целью сохранения и укреплению технологического единства магистральные линии электропередач переданы Федеральной сетевой компании, которая обеспечивает:

• взаимодействие на оптовом рынке электрической энергии производителей и потребителей;
• подключение регионов к единой электрической сети;
• равный выход на оптовый рынок электрической энергии продавцов и покупателей.

Федеральная сетевая компания является государственной компанией и услуги по передачи и распределению электрической энергии являются регулируемыми.

Прогнозирование производства и потребления электрической энергии обеспечивает Системный оператор и всем участникам рынка предоставляет услуги по управлению режимами работы энергетической системы. Деятельность системного оператора контролируется государством, и оплата услуг за его деятельность утверждается уполномоченным государственным органом. Задачами системного оператора является управление режимами работы Единой энергетической системы России, также может обеспечить баланс производства и потребления электроэнергии, контроля бесперебойности электроснабжения и качества электроэнергии.

Администратор торговой системы (АТС) осуществляет деятельность по организации торговли на оптовом рынке электроэнергии (мощности), связанную с заключением и исполнением договоров на поставку электроэнергии .

На сегодняшний день в руках частных компаний находятся: сбыт, администрирование торговой системы и ремонтные (сервисные) организации. Из правоустанавливающих документов можно сделать вывод, что администратор торговой системы и сбытовые компании не производят и не передают электроэнергию. Администратор торговой системы отвечает за юридические составляющие при продаже электрической энергии, а сбытовые компании являются посредниками между производителями и потребителями электрической энергии. Остальные сферы деятельности в электроэнергетике, такие как: распределение и передача электрической энергии, атомные и изолированные электростанции, находятся в руках государства, однако каждый посредник между производителями и потребителями электрической энергии имеет свою составляющую в тарифе на электрическую энергию.

С 1 января 2011 г. электрическая энергия в полном объеме поставляется по свободным (нерегулируемым) ценам, то есть, рынок электроэнергии либерализирован, но это не касается населения, которое по-прежнему получает её по регулированным тарифам.

После реформирования отрасли цена электроэнергии устанавливается по наибольшему тарифу, который указывает последний отбираемый на оптовом рынке поставщик. В результате реформы предполагалось, что цены начнут снижаться из-за конкуренции в отрасли. На сегодняшний день продолжается рост цен на электроэнергию, что приведет к монополизации рынка.

Рассчитаем себестоимость электроэнергии для каждого вида электростанций - ТЭС, ГЭС и АЭС. Количество электроэнергии Э отп, отпускаемой отдельной электростанцией на рынок, и объем электроэнергии Э пол, получаемой потребителями с рынка, устанавливается в соответствии с балансом по субъектам рынка .

Возьмем средние показатели по каждой электростанций:

• ТЭС установленной мощностью 200МВт работает в полупиковом режиме с использованием установленной мощности в течение 4740 часов в год;
• ГЭС установленной мощностью 800 МВт работает в пиковой части графика нагрузки с использованием установленной мощности в течение 3570 часов в год;
• АЭС установленной мощностью 1000 МВт работает в базовой части графика электрической нагрузки с использованием установленной мощности в течение 6920 часов в год.

Годовой отпуск электроэнергии на рынок определятся путем умножения установленной мощности электростанции и годового числа часов работы за вычетом расхода электроэнергии на собственные нужды электростанции.

Таблица 1 - Технико-экономические показатели работы электростанций, отпускающих электроэнергию на рынок за 2011 год

Показатель
1. Технические показатели:
2. Показатели для расчета себестоимости производства электроэнергии:
Удельный расход условного топлива в, г/(кВт*ч)
Цена угля Ц, руб./т
Затраты на ядерное топливо, млн. руб.
Стоимость основных производственных фондов С, млрд. руб.
Затраты на производственные услуги, З п.у. , млн. руб.
Затраты на вспомогательные материалы З в.м. , млн. руб.
Прочие затраты З пр. , млн. руб.
Ставки налогов, %
На добавленную стоимость
На прибыль
Платежи в государственные внебюджетные фонды, % от фонда оплаты труда

Рассчитаем себестоимость электроэнергии, вырабатываемую на электрической станции.

Затраты на топливо оцениваются по выражению:

где в - удельный расход топлива на отпуск электроэнергии, г/(кВт*ч);

Ц - цена топлива, руб./т.

Годовое количество электроэнергии, отпускаемой электростанцией на рынок:

где Э отп - годовое количество электроэнергии, отпускаемой на рынок, млн. кВт*ч;

P- установленная мощность электростанции, МВт;

t- число часов работы в год, тысяч часов;

Топливные затраты на отпуск электроэнергии электростанцией на рынок:

Амортизационные отчисления электростанции оцениваются в размере 3,5% от стоимости основных производственных фондов:

где З амр - амортизация основных фондов,%;

С - стоимость основных производственных фондов, млрд. руб.

Годовой фонд оплаты труда З о.т. определяется, исходя из нормативной численности промышленно-производственного персонала на 1 МВт, среднемесячной оплаты труда и установленной мощности электростанции:

где Н - нормативная численность персонала на 1 МВт установленной мощности, человек;

Р УСТ - установленная мощность электростанции, МВт;

З О.Т. - среднемесячная оплата труда, тыс. руб.;

М - количество проработанных месяцев в году, месяц.

Платежи в пенсионный фонд, фонды социального страхования и занятости рассчитываются:

где П ПФР - платежи в ПФР, %;

З о.т. - годовой фонд оплаты труда; тыс. руб.;

где П ФСС - платежи в ФСС, %.

где П ФФОМС - платежи в ФФОМС, %.

где П ТФОМС - платежи в ТФОМС, %.

Затраты на технологические нужды, представим в виде формулы:

где З тех.н. - затраты на технологические нужды, млн. руб.;

З в.м. - затраты на вспомогательные нужды, млн. руб.;

З п.у. - затраты на производственные нужды, млн. руб.;

З пр. - прочие затраты, млн. руб.

Себестоимость электроэнергии, производимой на электростанции в год:

Себестоимость электроэнергии за 1 МВт*ч, отпускаемой электростанцией на рынок, составляет:

Рассчитаем себестоимость электроэнергии, вырабатываемую на тепловой электрической станции. Годовое количество электроэнергии, отпускаемой ТЭС на рынок:

Топливные затраты на отпуск электроэнергии ТЭС на рынок:

Амортизационные отчисления ТЭС оцениваются в размере 3,5% от стоимости основных производственных фондов:

Годовой фонд оплаты труда З о.т. определяется, исходя из нормативной численности промышленно-производственного персонала, в размере 1,6 человек на 1 МВт, среднемесячной оплаты труда в размере 18 тысяч рублей в месяц и установленной мощности ТЭС:

Платежи в пенсионный фонд, фонды социального страхования и занятости составляют:

Себестоимость электроэнергии, производимой на ТЭС в год:

Себестоимость электроэнергии за 1 МВт*ч, отпускаемой ТЭС на рынок, составляет:

По аналогии рассчитаем себестоимость электроэнергии, вырабатываемой на ГЭС. Годовое количество электроэнергии, отпускаемой ГЭС на рынок:

Амортизационные отчисления ГЭС оцениваются в размере 3,5% от стоимости основных производственных фондов:

Годовой фонд оплаты труда З о.т. определяется, исходя из нормативной численности промышленно-производственного персонала, в размере 0,3 человек на 1 МВт, среднемесячной оплаты труда в размере 18 тысяч рублей в месяц и установленной мощности ГЭС:

Затраты на технологические нужды составляют:

Себестоимость электроэнергии, производимой на ГЭС в год:

Себестоимость электроэнергии за 1 МВт*ч, отпускаемой ГЭС на рынок, составляет:

По аналогии рассчитаем себестоимость электроэнергии, вырабатываемой на АЭС. Годовое количество электроэнергии, отпускаемой АЭС на рынок:

Амортизационные отчисления АЭС оцениваются в размере 3,5% от стоимости основных производственных фондов:

Годовой фонд оплаты труда З о.т. определяется, исходя из нормативной численности промышленно-производственного персонала, в размере 1 человек на 1 МВт, среднемесячной оплаты труда в размере 22 тысяч рублей в месяц и установленной мощности АЭС:

Суммарные платежи в пенсионный фонд, фонды социального страхования и занятости составляют:

Затраты на вспомогательные материалы, производственные и прочие затраты устанавливаются в размере:

Себестоимость электроэнергии, производимой на АЭС:

Себестоимость электроэнергии за 1 МВт*ч, отпускаемой АЭС на рынок, составляет:

Тариф за электроэнергию складывается из следующих составляющих: сумма оптовой цены электроэнергии, услуги передачи по магистральным сетям, услуги транспортировки электроэнергии по распределительным сетям, услуги поставщиков оптового рынка электрической энергии и мощности, услуги энергосбытовых компаний за передачу электроэнергии.

Таким образом, на сегодняшний день, тариф на электрическую энергию постоянно растет, и для некоторых групп потребителей достигает от 3-х до 5-ти рублей за кВт*ч. Повышение тарифа на электроэнергию, зависит от цены на электроэнергию на розничном рынке, а также от сетевой и сбытовой составляющей (рисунок 4,5).

Рисунок 4. Тариф на передачу электрической энергии по Республики Татарстан, коп./кВт.ч

Рисунок 5. Сбытовая надбавка по Республики Татарстан, коп./кВт.ч

Таблица 2. Конечные цены на электрическую энергию по Республики Татарстан за 12 месяцев 2011 года (руб./МВт.ч)

Существенное повышение тарифа на электрическую энергию поднимает вопрос о необходимости поиска путей снижения тарифа для потребителей электрической энергии. Одним из направлений может стать строительство малой генерации. За счет строительства малой электростанции потребитель выигрывает от дальнейшей переплаты за электроэнергию сетевым и энергосбытовым компаниям, а также обеспечивает надежное и бесперебойное снабжение электрической энергией производство.

В последнее время в России появляются все новые потребители электрической энергии - это промышленные предприятия, предприятия малого и среднего бизнеса. Однако, для того, что бы присоединиться к электрической сети, необходимо заключить договор на техническое присоединение. Тариф на техническое присоединение за последнее время существенно вырос (Рисунок 6).

Рисунок 6. Тариф на техническое присоединение к сети и стоимость строительство малой генерации, тыс.руб./кВт.ч

Данные рисунка позволяют говорить, что техническое присоединение к сети и строительство новой генерации в Центральной части России различается примерно в два раза. 35% потребителей электрической энергии находятся в Центральной части России.

Определим себестоимость электроэнергии для малой электростанции мощностью 20 МВт, которая работает в базовой части графика нагрузки с использованием установленной мощности в течение 4740 часов в год. Стоимость основного оборудования возьмем из расчета 35 тыс. руб. кВт.

Таблица 3. Технико-экономические показатели малой электростанции

Показатель
1. Технические показатели:
Установленная мощность Р уст, МВт
Число часов работы t, тысяч часов в год
Расходы электроэнергии на собственные нужды СН, %
2. Показатели для расчета себестоимости производства электроэнергии. Переменные затраты:
Удельный расход газа на 1 кВт (куб.м.)
Цена газа Ц, руб./куб.м.
Постоянные затраты:
Амортизация основных фондов З ам, %
Стоимость основных производственных фондов, млн. руб.
Затраты на производственные услуги, З П.У. , млн. руб.
Затраты на вспомогательные материалы З В.М. , млн. руб.
Прочие затраты З ПР. , млн. руб.

Годовой отпуск электроэнергии определятся путем умножения установленной мощности электростанции и годового числа часов работы за вычетом расхода электроэнергии на собственные нужды электростанции:

Расход газа на производство 1 кВт*ч электроэнергии составит 0,3 куб.м., для 99,8 млн. кВт*ч потребуется 30 млн. куб. м. газа.

Затраты на газ оценивается по выражению:

где в - удельный расход газа на отпуск электроэнергии; Ц - цена топлива.

Амортизационные отчисления оцениваются в 5% от основных производственных фондов:

Затраты на производство 99,8 млн. кВт*ч электроэнергии составят:

Себестоимость электроэнергии за 1 кВт*ч составляет:

Из этого следует, что себестоимость электроэнергии произведенной на малой электростанции составляет 1,9 рублей/(кВт*ч) при использовании в качестве сырья - газ.

Зарубежные энергетические компании предлагают строительство малых электростанций из расчета 35 тысяч рублей/(кВт*ч), строительство электростанции установленной мощности 20 МВт обойдется примерно в 700 млн. рублей.

Покупка электрической энергии из сети в количестве 100 млн. кВт*ч, предприятием, на сегодняшний день обойдется примерно от 300 до 500 млн. рублей. Из этого можно сделать вывод, что строительство малой электростанции перспективно и окупаемость составит не более 5 лет.

Литература

1. Максимов Б.К., Молодюк В.В. Расчет экономической эффективности работы электростанций на рынке электроэнергии. М.: Издательство МЭИ, 2002. 121 с.
2. Фомина В.Н. Экономика энергетики. М.: ГУУ, 2005.
3. Об организации управления электроэнергетическим комплексом Российской Федерации в условиях приватизации: Указ Президента Российской Федерации от 15.02.1992 года [электронный ресурс]. Доступ из справ.-правовой системы «КонсультантПлюс».
4. Кузовкин И.А. Реформирование электроэнергетики и энергетической безопасности. М.: ОАО «Институт микроэкономики», 2006. 359 с.;
5. Бахтеева Н.З. Рыночные основы функционирования отрасли (на примере электроэнергетики). Казань; 2006.-364 с.;
6. О реформировании электроэнергетики Российской Федерации: Постановление Правительства РФ от 11 июля 2001 года № 523 [электронный ресурс]. Доступ из справ.-правовой системы «КонсультантПлюс».
7. Российский статистический ежегодник 2007-2011, Стат. Сборник. М.: Госкомстат, 2012.

Bibliography

1. Maksimov B.K., Molodyuk V.V. Cost-efficiency analysis of electric power stations in the electric power market. M.: MEI Publishing 2002. 121 p.
2. Fomin V.N. Energy saving. M.: SUM, 2005.
3. On managing the electric power complex of the Russian Federation in privatization: the RF Presidential Decree of 15.02.1992 . Access from ref.-legal system «ConsultantPlus».
4. Kuzovkin I.A. Reforming the electric power sector and energy security. M.: «Institute of Microeconomics» OJSC, 2006. 359 p.
5. Bakhteeva N.Z. Market foundations of industry functioning (exemplified by electric power industry). Kazan, 2006.-364 p.
6. On reforming the Russian Federation electric power industry: the RF Government Resolution of 11 July 2001 № 523 . Access from ref.-legal system «ConsultantPlus».
7. Russian Statistics Yearbook 2007-2011, Stat. Book. M.: Goskomstat, 2012.

Analysis of the modern electric power industry structure

The article analyzes the electric power before and after the period of the reform. The author calculated the cost of electrical energy generated by various types of power plants, the conclusion of a significant overestimate of the tariff for electricity for consumers. The article concludes that one of the mechanisms for lowering the tariff for electric energy may be the development of small generation.

Key words:

Введение

1 Отрасли электроэнергетики России

2 Структура электроэнергетики России

3 Единая Энергосистема

2 Новые тенденции в пространственной организации электроэнергетики России

3 Перспективы государственной инновационной политики в электроэнергетике

1 Альтернативные источники электроэнергетики

2 Электроэнергетика мира в перспективе

3 Перспективы развития в России

Заключение

Список использованных источников

Приложение А. Расположение электростанций в России

Приложение Б. Расположение атомных электростанций в России

ВВЕДЕНИЕ

Электроэнергетика - отрасль промышленности, занимающаяся производством электроэнергии на электростанциях и передачей ее потребителям.

Энергетика является основой развития производственных сил в любом государстве. Энергетика обеспечивает бесперебойную работу промышленности, сельского хозяйства, транспорта, коммунальных хозяйств. Стабильное развитие экономики невозможно без постоянно развивающейся энергетики.

Энергетическая промышленность является частью топливно-энергетической промышленности и неразрывно связана с другой составляющей этого гигантского хозяйственного комплекса - топливной промышленностью.

Российская энергетика - это 600 тепловых, 100 гидравлических, 10 атомных электростанций. На конец 2013 года общая установленная мощность электростанций ЕЭС России составила 226 ГВт. Продукция ТЭК составляет лишь около 10% ВПП страны, однако доля комплекса в экспорте составляет около 40%(в основном за счет экспорта энергоносителей).

К наиболее острым вопросам электроэнергетики в России относятся:

необходимость сопровождения изменений на оптовом рынке электроэнергии изменениями в рынке тепла. В противном случае наиболее эффективная когенерация становится неконкурентоспособной;

необходимость обеспечения реальной конкуренции в розничном рынке, создающей основу для рыночного функционирования сбытовых компаний параллельно с усилением регламентации деятельности гарантирующих поставщиков. Сформировавшиеся сбытовые компании должны получить возможность ведения рыночного бизнеса, а не только уменьшения монопольных заработков, при этом регулирование деятельности гарантирующих поставщиков должно обеспечивать покрытие их издержек и необходимую рентабельность. В противном случае, возможно появление разрывов в платежах;

необходимость усиления борьбы с неплательщиками (в первую очередь, структурами ЖКХ - управляющими компаниями и теплоснабжающими МУПами);

необходимость усиления борьбы с перекрестным субсидированием, вызывающим рост тарифов в основном для малого и среднего бизнеса.

Наличием этих проблем обуславливается актуальность темы данной работы.

Объектом данной работы выступает развитие и размещение электроэнергетики России.

Предметом исследования являются принципы и факторы, влияющие на размещение электроэнергетики России.

Целью данной курсовой работы является исследование размещения и развития электроэнергетики России.

Поставленные задачи исследования:

• проанализировать структуру электроэнергетики;
• изучить отраслевые группы и компании;
• изучить текущее положение электроэнергетики в отрасли;
• изучить новые тенденции в пространственной организации электроэнергетики России;
• определить перспективы государственной инновационной политики в электроэнергетике. .

Информационной базой курсовой работы стали статьи журналов, публикации периодической печати, ресурсы Интернета и учебные пособия таких авторов как Г.А. Титоренко, А.Н. Галяев, Т.А. Филосова.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ

1.1 Отрасли электроэнергетики России

Лидирующее положение теплоэнергетики является исторически сложившейся и экономически оправданной закономерностью развития российской энергетики.

§дизельные;

§газотурбинные;

§парогазовые.

Наибольшее развитие и распространение в России получили тепловые электростанции общего пользования, работающие на органическом топливе (газ, уголь), преимущественно паротурбинные.

Самой большой ТЭС на территории России является крупнейшая на Евразийском континенте Сургутская ГРЭС-2 <#"338" src="doc_zip1.jpg" /> <#"justify">Выработка электроэнергии российскими ГЭС обеспечивает ежегодную экономию 50 млн тонн условного топлива, потенциал экономии составляет 250 млн тонн; позволяет снижать выбросы СО2 в атмосферу на величину до 60 млн тонн в год, что обеспечивает России практически неограниченный потенциал прироста мощностей энергетики в условиях жёстких требований по ограничению выбросов парниковых газов. Кроме своего прямого назначения - производства электроэнергии с использованием возобновляемых ресурсов - гидроэнергетика дополнительно решает ряд важнейших для общества и государства задач: создание систем питьевого и промышленного водоснабжения, развитие судоходства, создание ирригационных систем в интересах сельского хозяйства, рыборазведение, регулирование стока рек, позволяющее осуществлять борьбу с паводками и наводнениями, обеспечивая безопасность населения.

В настоящее время на территории России работают 102 гидроэлектростанции мощностью свыше 100 МВт. Общая установленная мощность гидроагрегатов на ГЭС в России составляет примерно 46 ГВт (5 место в мире). В 2011 году российскими гидроэлектростанциями выработано 153 млрд кВт*ч электроэнергии. В общем объёме производства электроэнергии в России доля ГЭС в 2011 году составила 15,2 % .

В ходе реформы электроэнергетики была создана федеральная гидрогенерирующая компания ОАО «ГидроОГК» (текущее название - ОАО «РусГидро»), которая объединила основную часть гидроэнергетических активов страны. Сегодня компания управляет 68 объектами возобновляемой энергетики, в том числе 9 станциями Волжско-Камского каскада общей установленной мощностью более 10,2 ГВт, первенцем большой гидроэнергетики на Дальнем Востоке - Зейской ГЭС (1 330 МВт), Бурейской ГЭС (2 010 МВт), Новосибирской ГЭС (455 МВт) и несколькими десятками гидростанций на Северном Кавказе, в том числе Кашхатау ГЭС (65,1 МВт), введённой в эксплуатацию в Кабардино-Балкарской Республике в конце 2010 года. Также в состав РусГидро входят геотермальные станции на Камчатке и высокоманевренные мощности Загорской гидроаккумулирующей электростанции (ГАЭС) в Московской области, используемые для выравнивания суточной неравномерности графика электрической нагрузки в ОЭС Центра.

До недавнего времени крупнейшей российской гидроэлектростанцией считалась Саяно-Шушенская ГЭС им. П. С. Непорожнего <#"323" src="doc_zip2.jpg" /> <#"justify">электроэнергетика пространственный альтернативный отрасль

В 2011 году атомными электростанциями выработано рекордное за всю историю отрасли количество электроэнергии - 173 млрд кВт*ч, что составило около 1,5 % прироста по сравнению с 2010 годом. В декабре 2007 года в соответствии с указом президента России В. В. Путина была образована Государственная корпорация по атомной энергии «Росатом», которая управляет всеми ядерными активами России, включая как гражданскую часть атомной отрасли, так и ядерный оружейный комплекс. На неё также возложены задачи по выполнению международных обязательств России в области мирного использования атомной энергии и режима нераспространения ядерных материалов.

Оператор российских АЭС - ОАО «Концерн Росэнергоатом <#"justify">Геотермальная энергетика

Одним из потенциальных направлений развития электроэнергетики в России является геотермальная энергетика. В настоящее время в России разведано 56 месторождений термальных вод с потенциалом, превышающим 300 тыс. м/сутки. На 20 месторождениях ведется промышленная эксплуатация, среди них: Паратунское (Камчатка), Казьминское и Черкесское (Карачаево-Черкессия и Ставропольский край), Кизлярское и Махачкалинское (Дагестан), Мостовское и Вознесенское (Краснодарский край). При этом суммарный электроэнергетический потенциал пароводных терм, который оценивается в 1 ГВт рабочей электрической мощности, реализован только в размере чуть более 80 МВт установленной мощности. Все действующие российские геотермальные электростанции сегодня расположены на территории Камчатки и Курил .

1.2 Структура электроэнергетики России

В результате реализации основных мероприятий, связанных с реформированием отрасли, структура электроэнергетики стала достаточно сложной. Отрасль состоит из нескольких групп компаний и организаций, каждая из которых выполняет определённую отведённую ей отдельную функцию.

2.Электросетевые компании

.Энергосбытовые компании

.Потребители электрической энергии, мелкие производители электрической энергии

Ключевые характеристики групп компаний и их состав:

группа. Генерирующие компании. Генерирующие компании - крупные компании, активами которых являются электростанции разных типов. Всего было учреждено 20 новых тепловых генерирующих компаний, а также 1 генерирующая компания, производящая электрическую энергию и мощность на большинстве гидроэлектростанций России. Кроме того, существует 1 компания, управляющая всеми атомными электростанциями в стране. Так, атомными электростанциями управляет Росэнергоатом, почти всеми гидроэлектростанциями владеет РусГидро. Среди тепловых электростанций - 6 оптовых генерирующих компаний (ОГК), управляющих крупными тепловыми станциями - ГРЭС, суммарная установленная мощность каждой из таких компаний более 8 ГВт. Электростанции каждой ОГК находятся в различных регионах России. Также создано 14 территориальных генерирующих компаний, которым принадлежат среднего размера ТЭС и ТЭЦ. Электростанции и теплоэлектроцентрали, принадлежащие одной ТГК, расположены на одной территории (1 регион или ряд соседних регионов страны).

Кроме указанных генерирующих компаний, существует ещё несколько достаточно крупных генкомпаний, которые не контролировались РАО ЕЭС на момент начала реформы, а поэтому не сменили собственника. Речь о четырёх так называемых «назависимых» АО-энерго: Татэнерго, Башкирэнерго, Новосибирскэнерго, Иркутскэнерго. Эти компании лишь формально (путём учреждения своих дочерних компаний) выполнили требование закона о разделении конкурентных и монопольных видов деятельности. Например, Татэнерго учредила «генерирующую компанию», «сетевую компанию» и Татэнергосбыт - как дочерние компании, управляющие соответственно генерирующими активами, сетевыми активами и энергосбытовой деятельностью на территории республики Татарстан. Аналогично поступили и другие компании из этой четвёрки.

Многие из остальных генерирующих активов контролируются государством, поскольку находятся на так называемых территориях неценовых зон (ввиду серьёзного дисбаланса объёма генерирующих мощностей и спроса на электрическую энергию, либо ввиду замкнутости и небольшого размера территориальных энергосистем). К «нерыночным» территориям относятся удалённые от центральных регионов страны, обладающих развитой электроэнергетической инфраструктурой, территории: территория Дальнего востока, Камчатки, Чукотки, о. Сахалин, большая часть территории Якутии, Калининградская область, а также территории республики Коми и Архангельской области. Правда, генерирующие мощности двух последних регионов находятся всё же в частных руках - принадлежат ТГК-2, ТГК-9, ОГК-3.

группа. Электросетевые компании. Электросетевые компании представлены во-первых, компанией-гигантом: Федеральной сетевой компанией (ФСК), которой принадлежат так называемые магистральные сети - то есть линии электропередач (ЛЭП) высокого напряжения (преимущественно 220 кВ, 330 кВ, 500 кВ). Условно говоря, это транспортные артерии, связывающие различные энергосистемы в масштабах огромной территории страны, то есть обеспечивающие возможность перетока значительных объёмов электроэнергии и мощности на дальние расстояния, между удалёнными крупными эенргосистемами. ФСК, таким образом, имеет стратегическое значение не только для электроэнергетической отрасли, но и для экономики всей страны. Поэтому она контролируется государством, которому принадлежит почти 80% акций компании .

Во-вторых, электросетевые компании представлены крупными межрегиональными распределительными сетевыми компаниями (МРСК), объединёнными в единый холдинг - Холдинг МРСК. Время от времени появляются предположения о будущем объединении региональных МРСК, но пока Холдинг имеет сложную корпоративную структуру: региональные МРСК и собственно головная холдинговая компания, которой принадлежат крупные пакеты акций региональных «дочек». Такая сложная структура - не лучшая форма организации с точки зрения управления, региональные МРСК обладают определённой долей самостоятельности, усложняются и многие процедуры в связи с «многокорпоративностью» по своей сути единой организации. Дочерними компаниями Холдинга МРСК являются:

·МРСК Центра и Приволжья

·МРСК Юга

·МРСК Северного кавказа

·МРСК Волги

·МРСК Урала

·МРСК Сибири

·Тюменьэнерго

·Московская электросетевая компания

·Ленэнерго

·Янтарьэнерго

Последняя группа сетевых компаний - это малые территориальные сетевые организации (ТСО). Эти организации обслуживают, как правило, электросети небольших муниципальных образований, могут принадлежать как муниципальным властям, так и частным региональным инвесторам. Число таких организаций велико, однако доля их услуг в стоимостном выражении в сравнении со стоимостью услуг Холдинга МРСК и ФСК не столь значительна. Здесь же стоит упомянуть и о существовании бесхозных сетей - то есть таких электросетей, право собственности на которые не закреплено ни за каким владельцем. Такое стало возможно в результате множественных экономических преобразований, потрясших экономику страны в течение последних десятилетий.

Ввиду слабой управляемости и низкого уровня контроля за деятельностью малых ТСО со стороны муниципальных и региональных властей, других государственных органов, а также ввиду слабой мотивации текущих собственников развивать и поддерживать в требуемом состоянии электросети своих ТСО, всё чаще появляются предложения о поглощении малых сетевых компаний компаниями структуры МРСК. Это, с одной стороны, безусловно идёт в разрез с идеями реформы отрасли (рост числа участников и развитие конкуренции), но с другой стороны, в условиях российской действительности (неэффективность малых собственников, настроенных на краткосрочное пользование доставшимся активом с максимальной краткосрочной отдачей в ущерб инвестиционному развитию) может оказаться и эффективным.

группа. Энергосбытовые компании. Главными представителями этой группы компаний отрасли являются эенргосбыты - наследники империи РАО ЕЭС. Это «осколки» вертикально-интегрированных АО-энерго, получившие особый статус - статус гарантирующего поставщика. Ввиду такой специфики энергосбытовой сегмент, пожалуй, на сегодня является самым нереформированным сегментом из всех.

Кроме гарантирующих поставщиков существуют и независимые энергосбытовые компании. Это, в первую очередь, компании, осуществляющие поставку электрической энергии и мощности крупным потребителям непосредственно с оптового рынка электрической энергии и мощности (ОРЭМ). Кроме таких компаний, существуют и те, которые осуществляют деятельность по купле-продаже электрической энергии на розничных рынках. Но таких компаний значительно меньше ввиду особенностей правил рынка.

группа. Компании, осуществляющие управление режимами единой энергосистемы России Это, в первую очередь, Системный оператор Единой энергетической системы России (СО ЕЭС), а также его территориальные подразделения. Системный оператор несёт важную «интеллектуальную» нагрузку с технологической точки зрения. Он управляет электроэнергетическими режимами в энергосистеме. Его команды обязательны к исполнению для субъектов оперативно-диспетчерского управления (в первую очередь, для генерирующих и электросетевых компаний).

В пределах технологически изолированных территориальных энергосистем управление режимами осуществляет отдельная компания, на которую возложены функции по оперативно-диспетчерскому управлению в местной энергосистеме. Это может быть сетевая организация. (Такая ситуация может быть в изолированных энергорайонах, например, на северных территориях, в Якутии.)

Группа 5. Компании, отвечающие за развитие и функционирование коммерческой инфраструктуры рынка (ОРЭМ и розничных рынков). На сегодняшний день это, во-первых, некоммерческое партнёрство «Совет рынка» (НП Совет рынка), а, во-вторых, его дочерние компании: ОАО «АТС» - он же коммерческий оператор и ЗАО «ЦФР» - центр финансовых расчётов, осуществляющий расчёт и зачёт встречных финансовых обязательств и требований. НП Совет рынка, как ясно из его названия, имеет форму некоммерческого партнёрства, членами которого являются все участники оптового рынка электрической энергии и мощности (ОРЭМ). Он разрабатывает и дорабатывает договор о присоединении к торговой системе оптового рынка, обязательный к заключению всеми участниками ОРЭМ. Этот договор с учётом приложений - регламентов ОРЭМ определяет правила, порядок функционирования ОРЭМ, детально описывая различные процессы, порядок расчётов и т.п. Договор о присоединении должен соответствовать Правилам оптового рынка, утверждённым Постановлением Правительства РФ, а также иным нормативно-правовым актам. При внесении изменений в Правила ОРЭМ вносятся и изменения в договор о присоединении. Важные решения принимает и утверждает наблюдательный совет Совета рынка. Совет рынка также осуществляет разработку правил функционирования розничных рынков (в пределах своих полномочий), отвечает за развитие отрасли на основе баланса интересов субъектов электроэнергетики.

ОАО «АТС» является коммерческим оператором оптового рынка. Он организует работу рынка и взаимодействие участников рынка.

ЗА «ЦФР» проводит финансовые расчёты на рынке.

Группа 6. Организации, осуществляющие контроль и регулирование в отрасли. Контроль и регулирование в отрасли в пределах своих полномочий осуществляют различные органы исполнительной власти: как Российской федерации, так и её субъектов. Непосредственное влияние на процессы в отрасли оказывает Минэнерго. Весомую роль играют Федеральная служба по тарифам (ФСТ), Минэкономразвития, непосредственно Правительство РФ, а также Ростехнадзор, государственная корпорация Росатом и др. Со стороны субъектов федерации на розничном рынке в регулировании отрасли участвуют органы исполнительной власти в области регулирования тарифов (региональные энергетические комиссии, комитеты по тарифам и т.п.).

Группа 7. Потребители электрической энергии, мелкие производители электрической энергии. Это множество различного масштаба предприятий, организаций - субъектов экономики РФ, а также граждан страны, осуществляющих потребление электрической энергии для собственных нужд.

С точки зрения современной структуры отрасли всех потребителей можно разделить на потребителей розничных рынков (самая многочисленная группа) и потребителей оптового рынка. Потребителями оптового рынка могут стать лишь крупные предприятия, к тому же осуществившие ряд необходимых мероприятий: установку АИИС КУЭ (автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учёта электрической энергии), совершивших ряд организационных мероприятий для получения статуса субъекта ОРЭМ и получения допуска к торговой системе ОРЭМ. Поскольку все эти мероприятия требуют финансовых вложений, то их эффективность для каждого конкретного потребителя следует проверять отдельно .

1.3 Единая Энергосистема

Объективной особенностью продукции электроэнергетики является невозможность ее складирования или накопления, поэтому основной задачей энергосистемы является наиболее рациональное использование продукции отрасли. Электрическая энергия, в отличие от других видов энергии, может быть конвертирована в любой другой вид энергии с наименьшими потерями, причем ее производство, транспортировка и последующая конвертация значительно выгоднее прямого производства необходимого вида энергии из энергоносителя. Отрасли, зачастую не использующие электроэнергию напрямую для своих технологических процессов являются крупнейшими потребителями электроэнергии.

ЕЭС России - сложнейший автоматизированый комплекс электрических станций и сетей, объединенный общим режимом работы с единым центром диспетчерского управления (ДУ). Основные сети ЕЭС России напряжением от 330 до 1150 кВ объединяют в параллельную работу 65 региональных энергосистем от западной границы до Байкала. Структура ЕЭС позволяет функционировать и осуществлять управление на 3х уровнях: межрегиональном (ЦДУ в Москве), межобластном (объединенные диспетчерские управления) и областном (Местные ДУ). Такая иерархическая структура в сочетании с противоаварийной интеллектуальной автоматикой и новейшими компьютерными системами позволяет быстро локализовать аварию без значительного ущерба для ЕЭС и зачастую даже для местных потребителей. Центральный диспетчерский пункт ЕЭС в Москве полностью контролирует и управляет работой всех станций, подключенных к нему .

Единая Энергосистема распределена по 7 часовым поясам и тем самым позволяет сглаживать пики нагрузки электросистемы за счет перекачки избыточной электроэнергии в другие районы, где ее недостает. Восточные регионы производят электроэнергии гораздо больше, чем потребляют сами. В центре же России наблюдается дефицит электроэнергии, который пока не удается покрыть за счет передачи энергии из Сибири на запад. К удобствам ЕЭС можно также отнести и возможность размещения элекростанции вдалеке от потребителя. Транспортировка электроэнергии обходиться во много раз дешевле, чем транспортировка газа, нефти или угля и при этом происходит мгновенно и не требует дополнительных транспортных затрат.

Если бы ЕЭС не существовало, то понадобилось бы 15 млн кВт дополнительных мощностей.

Российская энергосистема обоснованно считается одной из самых надежных в мире. За 35 лет эксплуатации системы в России в отличие от США(1965, 1977) и Канады (1989) не произошло ни одного глобального нарушения электроснабжения.

Несмотря на распад Единой Энергосистемы СССР большинство энергосистем ныне независимых республик все еще находятся под оперативным управлением ЦДУ РФ. Большинство независимых государств имеют отрицательное сальдо в торговом балансе электроэнергии с Россией. Так, по данным от 7.12.93 Казахстан должен России около 150 млрд. рублей, а Украина и Белорусия вместе - около 170 млрд., причем ни один должник в настоящее время не имеет финансовых возможностей выплатить России эти суммы .

ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКА РОССИИ XХIв

2.1 Текущее положение в отрасли. Концепция энергетической политики России в новых экономических условиях

Вследствие спада производства потребности хозяйства страны в электроэнергии снизились и поскольку по прогнозам специалистов такая ситуация будет продолжаться еще как минимум 2-3 года и важно не допустить разрушения системы к моменту, когда потребности в электроэнергии снова станут возрастать. Для поддержания уже существующих электромощностей необходим ввод 8-9 млн кВт ежегодно, однако из-за проблем с финансированием и развалом хозяйственных связей из запланированных на 92год 8 млн кВт построено и пущено мощностей лишь чуть более 1 млн кВт.

В настоящее время сложилась парадоксальная ситуация, когда в условиях спада производства наращивается его энергоемкость. По различным оценкам потенциал энергосбережения в России составляет от 400 до 600 млн. тонн условного топлива. А ведь, что составляет более трети всех потребляемых сегодня энергоресурсов.

Эти резервы распределяются по всем этапам от производства, транспортировки, хранения до потребителя. Так, суммарные потери ТЭК составляют 150-170 млн тонн условного топлива. Очень велико потребление нефтепродуктов низкой перегонки в качестве топлива на электростанциях. При имеющем место дефиците моторного топлива такая политика крайне неоправданна. Принимая во внимание значительную разницу цен между мазутом и моторным топливом в качестве топлива для котлов теплостанций гораздо эффективнее использовать газ или уголь, однако при использовании последнего большое значение приобретают экологические факторы. Очевидно, что эти направления должны развиваться в равной степени, так как экономическая конъюнктура может существенно меняться даже в энергетике и однобокое развитие отрасли никак не может способствовать ее процветанию. Газ гораздо эффективнее использовать в качестве химического топлива (сейчас газа сжигается 50% от всего призводимого в стране), чем сжигать его на ТЭЦ.

С учетом требований этой программы уже подготовлено несколько проектов и десятки находятся в стадии разработки. Так, существует проект Березовской ГРЭС-2 с блоками по 800 Мвт и рукавными фильтрами улавливания пыли, проект ТЭЦ с парогазовыми установками мощностью по 300 Мвт, проект Ростовской ГРЭС, включающий в себя множество принципиально новых технических решений .

Разработки коллективов отраслевых и академических институтов легли в основу Концепции энергетической политики России в новых экономических условиях. Концепция была представлена на рассмотрение в Правительство России рядом организаций - Минтопэнерго, Минэкономики, Миннауки России и Российской академией наук. Правительство Российской Федерации одобрило основные положения концепции на заседании правительства от 10.10.92 и после доработки проект документа был передан в Верховный Совет России

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

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

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

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

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

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

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

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

·Программа альтернативного моторного топлива. Предусмотрен крупно масштабный перевод транспорта на сниженный газ.

·Программа использования нетрадиционных возобновляемых источников энергии. При вводе мировых цен на энергоносители независимое энергоснабжение коттеджей, ферм и даже отдельно стоящих городских домов становится экономически выгодным. Планируется, что рост использования нетрадиционных возобновляемых видов энергоресурсов для местного энергоснабжения к 2000 году достигнет 10-15 млн. тонн условного топлива.

·Научно-техническая программа Экологически чистая энергетика на период 1993-2000 г.г. Предусмотрено создание технологий и оборудования, с помощью которых должна быть обеспечена безопасность, в том числе экологическая при производстве топлива, электрической и тепловой энергии .

2.2 Новые тенденции в пространственной организации электроэнергетики России

В целом тематика географии промышленности была в основном вне поля его научных интересов. Но его эрудиция и научный темперамент служили примером и вдохновляющим началом для многих его учеников, в том числе и для автора данного текста доклада.

Современная электроэнергетическая база страны сложилась в рамках незнакомой капитализму идеологии. В значительной степени она формировалась в течении длительного периода времени под влиянием идеологии плана ГОЭЛРО. Эту идеологию долго не могли сломать реформаторы после 1991 г. В значительной степе ни этому поспособствовала знаменитая Чагинская авария в Москве, которая сильно напугала власть в стране. После этой аварии стало ясно, что надо срочно определяться по какому пути развития пойдет эта одна из важнейших в стране жизнеобеспечивающих отраслей.

Была принципиальная возможность выбрать один из нескольких возможных: вариантов - полная приватизация или сохранение полной государственной собственности, но при условии создание эффективной и компетентной команды управленцев ее. После долгих колебаний был выбран промежуточный вариант, который с одной стороны устроил многих во власти и бизнесе, а с другой стороны не позволяет решать накопленные в электроэнергетике после 1991 г. проблемы в реальном масштабе времени.

К моменту начала приватизации некомпетентное руководство электроэнергетикой и сильное недофинансирование довели генерацию и сетевое хозяйство до предела. Доля оборудования, которое полностью морально и физически устарело перешагнуло за 50%. Сильно сократились возможности национального энергомашиностроения производить новое оборудование, да к тому же в достаточном количестве. Развалились ранее существовавшие мощные специализированные строительные и монтажные организации, полностью потеряны специальные рабочие, инженерные и проектные кадры и специальная строительная техника.

Частный бизнес заменил в электроэнергетике прежнюю идеологию ее построения и управления - максимальная степень надежности и экономичности работы на другую - получение всеми возможными способами максимума прибыли с выводом части ее в непрофильные фонды. Этот принцип сегодня основополагающий в работе частного бизнеса и поэтому в электроэнергетике страны происходит то, что происходит.

Централизованные финансовобанковская, транспортная и энергетическая системы - важнейшие рычаги управления экономикой страны и жизнью общества. Централизованная электроэнергетика - это один из важнейших экономических и политических инструментов в руках правящей системы. Децентрализация этих системообразующих элементов национальной экономики сильно ослабляют центральную и региональную власть и одновременно усиливают позиции частного капитала. Идеологи реформы в области электроэнергетики естественно это положение не выпячивали, но явно им руководствовались. К тому же реальная стоимость основных фондов электроэнергетики была в стране сильно недооценена и уже одно это сулило участникам приватизации существенные прибыли

К «несчастью» для приватизаторов, реформа электроэнергетики пришлась на период, когда в стране все еще происходил процесс «сборки» власти в вертикаль. Поэтому идеологи власти не позволили реализовать реформу в ее полном объеме. В результате сегодня ситуация в электроэнергетике страны запуталась до крайности.

Часть генерации и низовые сети были приватизированы, но не полностью. За бортом осталась электроэнергетика Дальнего Востока. Государство оставило в своих руках почти всю гидравлическую, всю атомную и часть топливной генерации. Она сохранила контроль над системообразующими сетями высокого напряжения. В регламент работы частных компаний были включены серьезные пункты их государственного обременения в части режимов работы и особенно в части инвестиционной политики Например, федеральные диспетчеры могут вмешиваться в ре жимы работы частной генерации и менять их нагрузку, а следовательно и получаемую ими прибыль К чему приводит такое вмешательство можно иллюстрировать на примере аварии на Саяно Шушенской ГЭС, Региональные диспетчеры в силу сложившихся в регионе обстоятельств самостоятельно и дистанционно (но не рас полагаю информацией об их техническом состоянии) включили в работу на повышенную мощность несколько энергоблоков ГЭС, которые такую нагрузку нести уже не могли. По принятым в стране правилам владелец ГЭС не обязан сообщать государственным органам о том, в каком состоянии находится принадлежащее ему генерирующее оборудование, но госслужащие могут включать его в работу в экстренных случаях, не ставя собственника в известность. Известно, что в электроэнергетике процесс происходит мгновенно и тем меньше времени на длительное согласование действия диспетчеров и собственников генерации.

Изменилась система продажи электроэнергии и сохранилась система перепродавцов, которые взвинчивают тарифы для конечных потребителей, не имеющих права выходить на оптовый рынок электроэнергии и мощности.

При подготовке к приватизации стоимость электроэнергетических фондов была завышена, а планы будущего роста энергопотребления регионов (уровня платежеспособного спроса) занижены. Это создало дополнительный стимул для роста капитализации электроэнергетики. Власть сама попалась на этом, создав для будущих владельцев излишнее обременение по обязательному будущему вводу новой генерации. В экономике России тех лет велико было ожидание непрерывного экономического роста - своеобразного российского экономического чуда. А кончи лось чудо в 1998 г.

На всех обсуждениях проекта реформы ее авторы и идеологи клялись в будущем снизить тарифы на энергию как только в этой отрасли заработает рынок. В результате рынок есть, а тарифы продолжают расти и этот рост прогнозируется на длительную перспективу.

Наша страна в течение двадцати лет строит основы национального капитализма, а мир в это время переходит в электроэнергетике на принципиально новое оборудование в генерации, у которого КПД использования топлива на 1015 выше.

Основной тенденцией развития атомной энергетики в мире остается агрегатная и заводская концентрация мощности. Россия временно потеряла технологические возможности производить аналогичное оборудование, но возможно в ближайшие годы снова его восстановит. Потеряны мощности машиностроения и страна не в со стоянии развивать АЭС в надлежащем темпе, особенно с учетом экспортных поставок реакторов. Принятое руководством «Росатомэнерго» решение о создании нового центра по производству атомных реакторов на базе Петрозаводского завода тяжелого машиностроения выглядит по крайней мере странно.

В стране надвигается кризис запасов урана, а между тем он активно поставляется в другие страны.

В области гидрогенерации наблюдается явная немощность и неспособность обеспечить необходимый темп строительства ГЭС. Причина этому в потере ранее созданных региональных базах строительства ГЭС. В стране не хватает финансовых средств на строительство ГЭС, а «Русгидро» закупает основные фонды в других странах в целях зарабатывания там прибыли.

Госкомпания «Русгидро» открыла финансирование работ по проектированию таких специфических проектов, как каскад Нижнеенисейских ГЭС и Южно Якутского энергокомплекса.

Развитие атомной электроэнергетики в Европейской части страны и рост электропотребления в непроизводственном секторе экономики требуют адекватного ввода здесь маневренных и дешевых мощностей. Это в первую очередь ГЭС на Северном Кавказе и в Карелии, а также ГАЭС вблизи центров нагрузки.

Наибольшие изменения произошли в тепловой генерации. Переход на газотурбинные и парогазовые блоки привел к снижению средней мощности установленного оборудования и мощности электростанций. Налицо новая тенденция к уменьшению степени агрегатной и заводской концентрации. Одновременно обозначился заметный сдвиг новой генерации к потребителю тепла и в электропотребляющие узлы .

Реанимированы и началась реализация старых советских экспортноориентированных проектов. - Белорусской и Калининградской АЭС, НижнеБуреинского и НижнеЗейского каскадов ГЭС. У всех этих проектов один общий недостаток - высоки риски, связанные с внешнеполитической конъюнктурой и высокой степенью зависимости от внешних партнеров. В тоже время заброшен, например, проект соз дания мощной системы ЛЭП -1500кв по направлению ИтатЭкибастузТамбов, необходимость в котором опять встала в результате аварии на СаяноШушенской ГЭС.

Особого рассмотрения заслуживает проблема формирования и географии та рифа на электрическую и тепловую энергию. В стране велика степень политизации тарифообразования на энергию. По мере приближения к выборам органы власти начинают активно регулировать тарифы, при этом не пытаясь заставить компании от крыть систему самого тарифообразования и структуры издержек. В результате не довольны все стороны этого процесса. Энергетики жалуются на нехватку средств на реновацию, а конечный потребитель медленно, но уверенно теряет одно из своих конкурентных преимуществ - относительную дешевизну энергозатрат. Особо можно сказать о населении, у которого цены на энергию и инфляция съедают прирост благосостояния и платежеспособного спроса, который и так не велик. Органы верховной власти в стране никак не могут определиться со своей политикой в этом отношении, что создает большие сложности и для реального бизнеса, который не может спрогнозировать свои энергетические издержки на достаточный промежуток лет и поэтому тормозит инвестиционный процесс. При этом мы слышим заклинания по поводу оптимизации инвестиционного климата в стране.

Электроэнергетика России стоит перед тяжелым выбором:

·либо оставаться в стагнационном состоянии, когда в нее, как в "черную дыру" будут вливаться госинвестиции, служащие лишь обогащению акционеров распределительной системы, но не должному развитию отрасли, необходимому для нормального функционирования промышленности и других отраслей России;

·либо возродиться, что возможно лишь при кардинальной реорганизации отрасли, преобразовав ее из нынешней рыночно-монополистической системы, имеющей целью обогащение акционеров, которые по определению не могут быть хозяевами страны, в высокотехнологичный госхолдинг, ставящий своей целью не доходы тех групп и людей, которым удалось добраться до управления отраслью, а интересами настоящего хозяина - Российской Федерации, ее максимально быстрого развития, то есть минимально низкой цены электроэнергии, равной ее себестоимости, обеспечивающей наилучшие условия развития всех отраслей России.

В случае внедрения технологии сверхдальней передачи электроэнергии <#"justify">2.3 Перспективы государственной инновационной политики в электроэнергетике

В сфере электроэнергетики наиболее перспективным представляется следующий вариант изменений на оптовом и розничном рынках электроэнергии (мощности):

-внедрение реальной и технологически достаточно просто реализуемой конкуренции за потребителя на розничном рынке среди энергосбытовых компаний, в том числе гарантирующих поставщиков. При этом конкуренция создается и развивается как новыми возможностями розничных потребителей по покупке электрической энергии не только у гарантирующих поставщиков, так и прозрачной и качественной работой сбытовых компаний;

-основным способом торговли электроэнергией и мощностью и на оптовом, и на розничном рынке сделать двусторонние договоры между поставщиками и покупателями, заключаемые преимущественно на срок один год и более. При этом основу рынка должны составлять финансовые договоры поставки электроэнергии с мощностью как наиболее развитый и эффективный способ торговли;

-создание инфраструктуры и правил торговли для развития всех видов двусторонних договоров: физических, финансовых, торговли производными инструментами - стандартизованными контрактами;

-замена централизованного конкурентного отбора мощности как способа централизованного (почти государственного) гарантирования заранее поставщикам цен и объемов покупки их мощности - двусторонними отношениями по покупке мощности и электроэнергии и постфактумной оплатой мощности в объеме превышения потребления над покупкой по двусторонним договорам;

-усиление вовлеченности потребителей в процесс формирования цен и условий поставки электроэнергии (мощности) как при помощи развития двусторонних договоров, так и при помощи развития торговли управляемым потреблением (добровольным ограничением нагрузки);

-изменение принципов функционирования и регулирования гарантирующих поставщиков, основным функционалом которых будет являться простейшее транслирование результатов закупки электроэнергии у поставщиков потребителям, организация эффективного биллинга и сбора платежей, при долгосрочном регулировании необходимой валовой выручки и соблюдении требований по надежности и качеству оказываемых услуг;

-внедрение механизмов, снижающих или предотвращающих неплатежи по всей цепочке формирования поставки и стоимости (цены) электроэнергии для потребителей .

При этом необходимо подчеркнуть, что предлагаемые изменения на оптовом и розничном рынке жестко связаны и должны осуществляться одновременно. Нецелесообразно осуществлять изменения на оптовом рынке без развития конкуренции на розничном рынке и наоборот.

На розничном рынке предоставляется право любому розничному потребителю уходить от гарантирующих поставщиков на обслуживание к конкурентным (нерегулируемым) энергосбытовым компаниям (далее - сбытовые компании) при соблюдении следующих условий:

-наличие самого простейшего, отвечающего только требованиям метрологии и обязательным требованиям законодательства о тех.регулировании почасового учета потребления электроэнергии с хранением (памятью)

-отсутствие задолженности перед гарантирующим поставщиком.

Потребители, отвечающие указанным требованиям, далее называются квалифицированными потребителями.

Квалифицированный потребитель может уходить от гарантирующего поставщика со следующей периодичностью: перед началом каждого квартала - на старте внедрения новых правил, потом - перед началом каждого месяца.

Квалифицированным потребителям и любым сбытовым компаниям в отношении таких потребителей (далее - и те и другие - квалифицированные покупатели) предоставляется возможность без получения статуса участника оптового рынка заключать свободные (нерегулируемые) двусторонние договоры купли-продажи электроэнергии (мощности) (далее - СД) с любыми поставщиками э/э (мощности) оптового и розничного рынка. Такие договоры могут заключаться как через те же самые площадки, что и для покупателей оптового рынка (организованная площадка, информационная система), так и напрямую между квалифицированным розничным покупателем и производителем электроэнергии.

При этом остатки электроэнергии (мощности), определяемые как разница между фактическим потреблением и объемами, купленными по СД, покупаются (продаются) квалифицированными покупателями через гарантирующего поставщика.

В случае если потребитель ушел на обслуживание к сбытовой компании, то такая компания поставляет потребителю всю электроэнергию (мощность) в объеме его фактического потребления. При этом сама сбытовая компания часть электроэнергии (мощности) приобретает по СД, а остатки - на оптовом рынке, если она является участником оптового рынка, либо у гарантирующего поставщика.

Особенности СД, заключаемых между поставщиками ОРЭМ и квалифицированными покупателями розничного рынка:

а) Учет таких договоров на оптовом рынке:

Регистрация СД на оптовом рынке Администратором торговой системы (АТС) осуществляется по самой простейшей процедуре, какая возможна. Если договоры заключены через организованную площадку - регистрация напрямую: площадка - АТС;

В таких СД квалифицированный покупатель указывает гарантирующего поставщика, с которым он рассчитывается по покупке/продаже остатков э/э (мощности);

АТС информирует соответствующих гарантирующих поставщиков об объемах э/э (мощности), приобретенных квалифицированным покупателем по СД, до начала месяца поставки;

В торговле на рынке на сутки вперед, балансирующем рынке, мощностью - объемы электроэнергии и мощности в таких договорах относятся к объемам потребления гарантирующего поставщика и учитываются таким же образом, как и СД, заключенные гарантирующим поставщиком для себя.

б) Для обеих сторон СД имеет условие «takeorpay» (то есть, является финансовым договором), которое означает следующее:

Если объемы электроэнергии в СД не полностью включены в график производства соответствующего генератора по результатам планирования на сутки вперед (РСВ), поставщик докупает невключенные объемы у иных поставщиков через РСВ (или по другим СД). Таким образом, всегда обеспечивается поставка объемов э/э в СД покупателю.

Если объемы электроэнергии в СД не полностью включены в график потребления соответствующего покупателя по результатам планирования на РСВ, гарантирующий поставщик продает невключенные объемы на РСВ. Полученную сумму (за вычетом расходов гарантирующего поставщика, связанных с такой продажей, как-то: распределение отрицательного стоимостного небаланса, инфраструктурные услуги и пр.) гарантирующий поставщик возвращает квалифицированному покупателю в рамках розничного договора, касающегося покупки/продажи остатков электроэнергии и мощности.

При этом сохраняется существующий порядок расчета объемов и цен на оптовом рынке, т.е. по границам зоны обслуживания гарантирующих поставщиков (по совокупному объему потребления по территории, включая потребление, относящееся к квалифицированным покупателям).

Кроме того, сохраняется существующий на розничном рынке порядок (но с минимальными требованиями к приборам учета, указанными выше) сбора данных коммерческого учета потребления квалифицированных покупателей с целью их взаиморасчетов с гарантирующим поставщиком и электросетевыми компаниями.

При предлагаемой конкурентной модели розничного рынка изменяются некоторые аспекты деятельности гарантирующих поставщиков .

3. ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ

3.1 Альтернативные источники электроэнергетики

Вопрос об альтернативных источниках электроэнергии уже много лет занимает умы ведущих специалистов в области разработки и создания дешёвых энергетических систем будущего. По прогнозам учёных в ближайшие 60 -70 лет запасы угля, природного газа и нефти могут быть исчерпаны практически полностью. Угроза энергетического кризиса совсем не за горами, и поэтому уже сегодня во многих странах мира форсируются разработки современных энергосберегающих технологий, а также ведётся непрерывный поиск альтернативных (недорогих) источников электроэнергии.

К альтернативным (бесплатным) источникам электроэнергии принято относить такие системы преобразования природной энергии в электрическое напряжение, как солнечные энергосистемы, ветряные электрогенераторы, а также термоэлектрические источники электроэнергии.

Солнечные электростанции используют для своей работы солнечное излучение, трансформируя его в электрическую энергию. Солнечные энергосистемы могут быть построены как по схеме с термодинамическим преобразованием энергии солнца, так и по схеме прямого преобразования последней в электрическую энергию (с помощью фотоэлементов). В первом случае солнечная радиация сначала превращается в тепловую энергию и только затем (с помощью теплогенератора) преобразуется в электрическую. Во втором варианте превращение солнечной энергии в электрическую осуществляется за счёт электронных свойств фотоэлементов (за счёт использования "фотоэффекта"), т.е. используются солнечные модули <#"justify">3.2 Электроэнергетика мира в перспективе

Стратегическими целями развития электроэнергетики в рассматриваемой перспективе являются:

·надежное энергоснабжение экономики и населения страны электроэнергией;

·сохранение целостности и развитие Единой энергетической системы страны, ее интеграция с другими энергообъединениями на Евразийском континенте;

·повышение эффективности функционирования и обеспечение устойчивого развития электроэнергетики на базе новых современных технологий;

·снижение вредного воздействия на окружающую среду.

Энергосберегающая политика подразумевает коренное совершенствование структуры энергопотребления, экономию топлива и энергии во всех отраслях народного хозяйства и переход на энергосберегающие технологии.

В перспективе возможно снижение доли мазута в топливном балансе электростанций благодаря строительству атомных электростанций и ТЭС, работающих на углях открытой добычи (канско-ачинских). Увеличение значения природного газа благоприятно отразится на экологической обстановке. Освоение гидроэнергоресурсов восточных районов России и строительство там крупных ГЭС; увеличение доли АЭС в структуре энергетики европейской части и повышение их надежности; сооружение ГАЭС на малых реках, а также ПГУ, ГТ и МГД-генераторов в регионах с напряженным энергетическим балансом может решить проблему дефицита и неравномерного распределения электроэнергии.

Также новая энергетическая программа должна учитывать возможности использования нетрадиционных ресурсов и вторичных источников энергии.

Основой электроэнергетики на всю рассматриваемую перспективу останутся тепловые электростанции, удельный вес которых в структуре установленной мощности отрасли сохранится на уровне 60-70%. Выработка электроэнергии на тепловых электростанциях к 2020 г. возрастет в 1,4 раза по сравнению с 2000 г .

Важным направлением в электроэнергетике в современных условиях является развитие распределенной генерации на базе строительства электростанций небольшой мощности, в первую очередь небольших ТЭЦ с ПТУ, ГТУ и на других современных технологиях.

Для выполнения инновационной программы отрасли необходимо осуществить комплекс научных исследований и разработок по следующим направлениям:

·расширение ресурсной базы электроэнергетики и повышение региональной обеспеченности топливом за счет освоения эффективного экологически чистого сжигания канско-ачинских и низкосортных углей восточных районов России в котлах паротрубных энергоблоков на суперкритические параметры пара, в том числе с «кольцевой» топкой, в расплаве шлака, в топках с циркулирующим кипящим слоем и под давлением;

·повышение эффективности защиты окружающей среды на основе комплексных систем газоочистки и золоулавливания на энергоблоках;

·повышение эффективности парогазового цикла за счет выбора схемы утилизации тепла;

·создание и освоение производства энергетических установок нового поколения на базе твердооксидных топливных элементов для централизованного энергоснабжения, исследование возможности применения в этих целях топливных элементов других типов;

·создание и внедрение в эксплуатацию надежного электротехнического коммутационного оборудования с элегазовой и вакуумной изоляцией;

·развитие межсистемных электрических передач с повышенной пропускной способностью;

·развитие гибких электрических передач;

·внедрение нового поколения трансформаторного оборудования, систем защиты от перенапряжений и микропроцессорных систем РЗ и ПАА, оптоволоконных систем связи;

·создание и внедрение электротехнического оборудования, включая преобразовательные агрегаты, для частотно-регулируемого электропривода различного назначения;

·повышение надежности теплоснабжения на базе повышения долговечности и коррозионной стойкости труб тепловых сетей с пенополиуретановой изоляцией.

3.3 Перспективы развития в России

Существуют стратегические цели развития электроэнергетики России на период до 2030 г.

Эти цели включают:

обеспечение энергетической безопасности страны и регионов;

удовлетворение потребностей экономики и населения страны в электрической энергии (мощности);

обеспечение надежности работы системы электроснабжения России;

инновационное обновление отрасли, направленное на обеспечение высокой энергетической, экономической и экологической эффективности производства, транспорта, распределения и использования электроэнергии.

Для достижения стратегических целей развития электроэнергетики необходимо решение следующих основных задач:

обеспечение широкого внедрения новых высокоэффективных технологий производства, транспорта и распределения электроэнергии и, тем самым, построение электроэнергетики на качественно новом технологическом уровне;

создание эффективной системы управления функционированием и развитием ЕЭС и электроэнергетики страны в целом, обеспечивающей минимизацию затрат;

обеспечение эффективной политики государства в электроэнергетике;

диверсификация ресурсной базы электроэнергетики путем расширения ниши для увеличения доли угля в производстве электроэнергии на ТЭС, расширения использования АЭС, ГЭС и нетрадиционных возобновляемых источников энергии;

сбалансированное развитие генерирующих мощностей и электрических сетей, обеспечивающих требуемый уровень надежности электроснабжения потребителей;

дальнейшее развитие ЕЭС России;

развитие малой энергетики в зоне децентрализованного энергоснабжения за счет повышения эффективности использования местных энергоресурсов, развития электросетевого хозяйства, сокращения объемов потребления завозимых светлых нефтепродуктов;

разработка и реализация механизма сдерживания цен за счет технологического инновационного развития отрасли, снижения затрат на строительство генерирующих и сетевых мощностей, создания эффективной системы управления;

снижение негативного воздействия электроэнергетики на окружающую среду на основе применения наилучших существующих и перспективных технологий.

Обеспечение надежности системы электроснабжения России Анализ показывает, что существующие в России нормативные документы предусматривают менее жесткие требования в обеспечении как балансовой, так и режимной надежности, чем это имеет место в энергообъединениях США и Европы. Критерий балансовой надежности, характеризуемый в наиболее общем виде вероятностью бездефицитной работы энергосистем, на Западе, как правило, на порядок выше, чем в России. В качестве критерия режимной надежности на Западе обычно используется критерий n-1, а в ряде случаев критерии и более высоких порядков. В то же время в энергосистемах России предусмотрено более широкое использование средств противоаварийного управления. При переходе к рыночным отношениям надежность становится все более экономической категорией, определяемой ценой, которую потребители согласны платить за заявленный уровень надежности. Это требует уточнения нормативных критериев балансовой и режимной надежности, отраженных в существующих нормативных документах, в соответствии с требованиями надежности со стороны потребителей, причем эти уточнения в условиях рынка электроэнергии будут идти в сторону ужесточения этих критериев, в частности, в сторону повышения показа- теля балансовой надежности - вероятности бездефицитной работы энергосистем - до величины порядка 0,9997 к концу рассматриваемого периода, как это предложено, а также обязательного выполнения критерия n-1, а в ряде случаев для особо ответственных объектов - АЭС, систем внешнего электроснабжения мегаполисов, крупных городов и некоторых других - и критерия n-2. При этом необходимо будет уточнить всю совокупность связанных с ними критериев надежности, в том числе резервов мощности ЕЭС России, ОЭС, региональных энергосистем, пропускных способностей межсистемных связей, расчетных возмущений, при которых должна обеспечиваться динамическая устойчивость, и др. Для обеспечения надежности ЕЭС России необходимо будет:

создать зоны эффективного управления региональными энергосистемами, в рамках которых будет обеспечиваться баланс мощности как в процессе функционирования, так и развития региональных энергосистем;

кардинально повысить надежность схем внешнего и внутреннего энергоснабжения крупных городов, и мегаполисов;

создать государственную систему контроля за обеспечением надежности (ежегодный прогноз надежности на 10 лет, разработка национальных стандартов надежности, контроль за их выполнением);

создать автоматизированную систему - «управление спросом потребителей»;

принять соответствующие новым условиям нормативы надежности.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Тепловые электростанции (ТЭС), действующие на территории России, можно классифицировать по следующим признакам:

§по источникам используемой энергии - органическое топливо, геотермальная энергия, солнечная энергия;

§по виду выдаваемой энергии - конденсационные, теплофикационные;

§по использованию установленной электрической мощности и участию ТЭС в покрытии графика электрической нагрузки - базовые (не менее 5000 ч использования установленной электрической мощности в году), полупиковые или маневренные (соответственно 3000 и 4000 ч в году), пиковые (менее 1500-2000 ч в году).

В свою очередь, тепловые электростанции, работающие на органическом топливе, различаются по технологическому признаку:

§паротурбинные (с паросиловыми установками на всех видах органического топлива: угле, мазуте, газе, торфе, сланцах, дровах и древесных отходах, продуктах энергетической переработки топлива и т. д.);

§дизельные;

§газотурбинные;

§парогазовые.

Отрасль состоит из нескольких групп компаний и организаций, каждая из которых выполняет определённую отведённую ей отдельную функцию.
Основные группы компаний и организаций: ·Генерирующие компании оптового рынка

·Электросетевые компании

·Энергосбытовые компании

·Компании, осуществляющие управление режимами единой энергосистемы России

·Компании, отвечающие за развитие и функционирование коммерческой инфраструктуры рынка (ОРЭМ и розничных рынков)

·Организации, осуществляющие контроль и регулирование в отрасли

·Потребители электрической энергии, мелкие производители электрической энергии.

Энергосистема - группа электростанций разных типов и мощностей, объединенная линиями электропередач и управляемая из единого центра.

ЕЭС - единый объект управления, электростанции системы работают параллельно.

ЕЭС России - сложнейший автоматизированый комплекс электрических станций и сетей, объединенный общим режимом работы с единым центром диспетчерского управления (ДУ). Основные сети ЕЭС России напряжением от 330 до 1150 кВ объединяют в параллельную работу 65 региональных энергосистем от западной границы до Байкала. Структура ЕЭС позволяет функционировать и осуществлять управление на 3х уровнях: межрегиональном (ЦДУ в Москве), межобластном (объединенные диспетчерские управления) и областном (Местные ДУ). Такая иерархическая структура в сочетании с противоаварийной интеллектуальной автоматикой и новейшими компьютерными системами позволяет быстро локализовать аварию без значительного ущерба для ЕЭС и зачастую даже для местных потребителей. Центральный диспетчерский пункт ЕЭС в Москве полностью контролирует и управляет работой всех станций, подключенных к нему

Выброс вредных веществ в окружающую среду на единицу продукции превышает аналогичный показатель на западе в 6-10 раз. Экстенсивное развитие производства, ускоренное наращивание огромных мощностей привело к тому, что экологический фактор долгое время учитывался крайне мало или вовсе не учитывался. Наиболее неэкологичны угольные ТЭС, вблизи них радиационный уровень в несколько раз превышает уровень радиации в непосредственной близости от АЭС. Использование газа в ТЭС гораздо эффективнее, чем мазута или угля: при сжигании 1 тонны условного топлива образуется 1.7 тонны СО2 против 2.7 тонны при сжигании мазута или угля. Экологические параметры установленые ранее не обеспечивали полной экологической чистоты,в соответствии с ними строилось большинство электростанций. Новые стандарты экологической чистоты вынесены в специальную государственную программу Экологически чистая энергетика. С учетом требований этой программы уже подготовлено несколько проектов и десятки находятся в стадии разработки. Так, существует проект Березовской ГРЭС-2 с блоками по 800 Мвт и рукавными фильтрами улавливания пыли, проект ТЭЦ с парогазовыми установками мощностью по 300 Мвт, проект Ростовской ГРЭС, включающий в себя множество принципиально новых технических решений.

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

oНациональная программа энергосбережения;

oНациональная программа повышения качества энергоснабжения;

oНациональная программа по защите окружающей среды от вредных воздействий энергетики;

oНациональная программа поддержки обеспечивающих ТЭК отраслей;

oГазоэнергетическая программа Ямал;

oПрограмма освоения восточно-сибирской нефтегазовой провинции;

oПрограмма повышения безопасности и развития ядерной энгетики;

oПрограмма создания Канско-Ачинского угольно-энергетичекого комплекса.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1.Постановление Правительства РФ №526 от 11 июля 2001 года «О реформировании электроэнергетики Российской Федерации»

2.Энергетическая стратегия России на период до 2030 года. Утверждена Распоряжением Правительства РФ от 13 ноября 2009 г. № 1715-р.

3.Новости электротехники «В 2009 году выработка ГЭС России выросла на 5%» от 8 апреля 2011г.

4.Волков, Э.П. Вопросы совершенствования системы управления развитием и функционированием электроэнергетики в условиях ее реформирования [Текст]: статья // Э.П. Волков, А.А. Баринов - М.: Контроллинг, 2010г.

.Галяев, А.Н. Проблемы повышения энергоэффективности в электроэнергетике [Текст]: А.Н. Галяев // Российское предпринимательство. - 2010. - № 5 Вып. 2 (159). - c. 138-143.

.Галяев, А.Н. Повышение энергоэффективности в электроэнергетике России в кризисный и посткризисный периоды [Текст]: Инвестиционные проекты - М.: Маркетинговые исследования -2010-№ 12 Вып. 9 - c. 58-74.

7.Райзберг, Б.А. Современный экономический словарь [Текст]: словарь / Б.А. Райзберг, Л.Ш. Лозовский, Е.Б. Стародубцева. 6-е изд., перераб. - ИНФРА-М., 2010г.

8.Социальноэкономическая география: история, теория, методы, практика [Текст]: Сборник научных статей. - М.: Смоленск: Универсум 2011

.Экономическая география России [Текст]: учебник / под ред.: В. И. Видяпина, М. В. Степанова. - изд. перераб. и доп. - М. : Инфра-М, 2007. - 568 с.

.Титоренко, Г.А. Информационные технологии управления [Текст]: уч. пособие / Г.А. Титоренко- М.: ЮНИТИ, Изд-во: Юнити-Дана, 2012 г. - 591 с.

11.Философова, Т. Г. Конкуренция, инновации, конкурентоспособность [Текст]: уч. Пособие / Т. Г. Философова <#"justify">Интернет-ресурсы:

.www.gov. ru (Сервер органов государственной власти)

.www.gks. ru (Федеральная служба государственной статистики)

3.www.igu-net.org <#"justify">5.www.libertarium.ru (Московский Либертариум 1994-2014г.)

6.www.e-college.ru <#"justify">Приложение А

Расположение электростанций в России

Приложение Б

Расположение атомных электростанций в России

1. Савельев И.В. Курс общей физики.- М.: Наука, Физматлит, 1982, кн.1-3.

2. Детлаф А.А., Яворский Б.М. Курс физики. - М,: Высшая школа, 1999.

3. Трофимова Т.И. Курс физики. - М: Высшая школа, 2001.

4. Курс физики.: в 2-х т., под ред. Лозовского В.Н., С-П.: «Лань», 2001.

5. Матвеев А.Н. Электричество и магнетизм. - М: Высшая школа, 1983.

Лабораторная работа №1

ИЗУЧЕНИЕ: СТРУКТУРЫ И ОСНОВНЫХ ЭЛЕМЕНТОВ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СИСТЕМ; СТРУКТУРЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СТАНЦИЙ И ПОДСТАНЦИЙ.

Цель: изучение структуры и основных элементов электрических систем, структуры электрических станций и подстанций.

Подготовка к работе:

1. Пройти инструктаж по технике безопасности на рабочем месте.

2. Ознакомиться с описанием работы, краткими теоретическими сведениями.

3. Ответить на вопросы.

Структура электроэнергетики в России

В результате реализации основных мероприятий, связанных с реформированием отрасли, структура электроэнергетики стала достаточно сложной. Отрасль состоит из нескольких групп компаний и организаций, каждая из которых выполняет определённую отведённую ей отдельную функцию.

Основные группы компаний и организаций:

1. Генерирующие компании оптового рынка

2. Электросетевые компании

3. Энергосбытовые компании

4. Компании, осуществляющие управление режимами единой энергосистемы России

5. Компании, отвечающие за развитие и функционирование коммерческой инфраструктуры рынка (ОРЭМ и розничных рынков)

6. Организации, осуществляющие контроль и регулирование в отрасли

7. Потребители электрической энергии, мелкие производители электрической энергии

Ключевые характеристики групп компаний и их состав
1 группа. Генерирующие компании

Генерирующие компании - крупные компании, активами которых являются электростанции разных типов. Всего было учреждено 20 новых тепловых генерирующих компаний, а также 1 генерирующая компания, производящая электрическую энергию и мощность на большинстве гидроэлектростанций России. Кроме того, существует 1 компания, управляющая всеми атомными электростанциями в стране. Так, атомными электростанциями управляет Росэнергоатом, почти всеми гидроэлектростанциями владеет РусГидро. Среди тепловых электростанций - 6 оптовых генерирующих компаний (ОГК), управляющих крупными тепловыми станциями - ГРЭС, суммарная установленная мощность каждой из таких компаний более 8 ГВт. Электростанции каждой ОГК находятся в различных регионах России. Также создано 14 территориальных генерирующих компаний, которым принадлежат среднего размера ТЭС и ТЭЦ. Электростанции и теплоэлектроцентрали, принадлежащие одной ТГК, расположены на одной территории (1 регион или ряд соседних регионов страны).

Кроме указанных генерирующих компаний, существует ещё несколько достаточно крупных генкомпаний, которые не контролировались РАО ЕЭС на момент начала реформы, а поэтому не сменили собственника. Речь о четырёх так называемых «независимых» АО-энерго: Татэнерго, Башкирэнерго, Новосибирскэнерго, Иркутскэнерго. Эти компании лишь формально (путём учреждения своих дочерних компаний) выполнили требование закона о разделении конкурентных и монопольных видов деятельности. Например, Татэнерго учредила «генерирующую компанию», «сетевую компанию» и Татэнергосбыт - как дочерние компании, управляющие соответственно генерирующими активами, сетевыми активами и энергосбытовой деятельностью на территории республики Татарстан. Аналогично поступили и другие компании из этой четвёрки.

Многие из остальных генерирующих активов контролируются государством, поскольку находятся на так называемых территориях неценовых зон (ввиду серьёзного дисбаланса объёма генерирующих мощностей и спроса на электрическую энергию, либо ввиду замкнутости и небольшого размера территориальных энергосистем). К «нерыночным» территориям относятся удалённые от центральных регионов страны, обладающих развитой электроэнергетической инфраструктурой, территории: территория Дальнего востока, Камчатки, Чукотки, о. Сахалин, большая часть территории Якутии, Калининградская область, а также территории республики Коми и Архангельской области. Правда, генерирующие мощности двух последних регионов находятся всё же в частных руках - принадлежат ТГК-2, ТГК-9, ОГК-3.

Требования, предъявляемые к системам электроснабжения:

· экономичность;

· надежность электроснабжения;

· безопасность и удобство эксплуатации;

· качество электрической энергии;

· гибкость системы (возможность дальнейшего развития);

· максимальное приближение источников питания к электроустановкам потребителей.

Выбор системы электроснабжения осуществляется на основе технико-экономического сравнения нескольких вариантов.

При создании системы электроснабжения необходимо учитывать категорию приемников электроэнергии. При определении категории следует руководствоваться требованиями ПУЭ. При этом надо избегать необоснованного отнесения электроприемников к более высокой категории. Электроприемники разной категории рассматриваются как объекты с разными условиями резервирования.

Надежность электроснабжения потребителя обеспечивается требуемой степенью резервирования. Электроприемники первой и второй категории должны иметь резервные источники питания. Резервирование необходимо для продолжения работы основного произвордства в послеаварийном режиме. Питание электроприемников третьей категории не требует резервирования.

В соответствии с ПУЭ для электроприемников первой категории должны предусматриваться два независимых взаимно резервируемых источника питания.

В ряде электроприемников первой категории необходимо выявлять наиболее ответственных (особая группа приемников).

Схема электроснабжения электроприемников особой группы первой категории должна обеспечивать:

· постоянную готовность третьего независимого источника к включению и автоматическое его включение при исчезновении напряжения на обоих основных источниках питания;

· перевод независимого источника питания в режим горячего резерва при выходе из строя одного из двух основных источников питания (в обоснованных случаях может быть допущено ручное включение третьего независимого источника питания).

Для правильного решения вопросов надежности необходимо различать аварийный и послеаварийный режимы работы. Систему электроснабжения следует строить таким образом, чтобы она в послеаварийном режиме обеспечивала функционирование основных производств предприятия после необходимых переключений. Мощности независимых источников питания в послеаварийном режиме определяются по стпени резервирования системы.

Схемы электроснабжения должны разрабатываться с учетом следующих основных принципов:

· источники питания должны быть максимально приближены к потребителям электрической энергии;

· число ступеней трансформации и распределения электрической энергии на каждом напряжении должно быть по возможности минимальным;

· схемы электроснабжения и электрических соединений подстанции должно обеспечивать необходимые надежность электроснабжения и уровень резервирования;

· распределение электроэнергии должно осуществляться по магистральным схемам питания;

· все элементы электрической сети должны находиться под нагрузкой. Наличие резервных неработающих элементов сети должно быть обосновано;

В схемах электроснабжения следует выделять схемы внешено и внутреннего электроснабжения. К схемам внешеного электроснабжения относят электрические сети, связывающие источники питания с пунктами приема электроэнергии. К схемам внутреннего электроснабжения относятся электрические сети от пункта приема электроэнергии до электроприемников высокого и низкого напряжения.

Распределение электроэнергии выполняется по радиальным, магистральным и смешаным схемам.

Радиальная схема – схема, в которой линии электропередачи соединяет подстанцию верхнего уровня с подстанцией нижнего уровня (или устройством распределения электроэнергии, приемником электроэнергии) без промежуточных отборов мощности. Радиальны схемы просты, надежны, в большинстве случаев позволяют использовать уупрощенные схемы первичнгой коммутации подстанции нижнего уровня. Аварийное отключение радиальной линии не отражвется на потребителях электроэнергии, подклллюююччченных к другим линиям. К недостаткам радиальных схем можно отнести более высокую стоимость по сравнению с магистральными схемами больший расход коммутационной аппаратуры и цветных металлов.

Радиальные схемы следует применять:

· для питания мощных электроприемников с нелинейными, резко переменными, ударными нагрузками, отрицатеьно влияющими на качетсво электрической энергии;

· при повышенных требованиях к надежности электроснабжения.

При магистральной схеме от подстанции верхнего уровня питаются по одной линии электропередачи (магситрали) несколько подстанций нижнего уровня (или устройств распределения электроэнергии). Преимуществами магистральных схем являются лучшая загрузка магистральных линий по току, меньшее число коммутационной аппаратуры, уменьшение расхода цветных металлов и затрат на выполнение электрической схемы. К недостаткам можно отнести усложнение схем первичной коммутации подстанций нижнего уровня, более сложные схемы релейной защиты, низкую надежность электроснабжения.

Магистральные схемы можно разделить (рисунок 1, б-ж):

· на одиночные магистрали с односторонним питанием;

· на одиночные магистрали с двухсторонним питанием;

· на двойные магистрали с односторонним питанием;

· на двойные с двухсторонним питанием;

· на кольцевые.

Выбор схемы зависит от территориального размещения нагрузок, их значения, необходимой степени наджености электроснабжения и других особенностейпроектируемого предприятия.

Рисунок 1 - Схемы распределения электрической энергии: 1 – подстанция верхнего уровня; 2 – подстанция нижнего уровня; а – радиальная; б – одиночная магистраль с односторонним питанием; в – одиночная магистраль с двухсторонним питанием; г – двойная магистраль с односторонним питанием; д,е – двойные магистрали с двухсторонним питанием; ж – кольцевая.

Типы конфигурации электрических сетей и их применение. Общепринятая классификация электрических сетей по их конфигурации отсутствует. Однако, несмотря на многообразие применяемых конфигураций и схем, любую сеть можно расчленить на отдельные участки, опирающиеся на ЦП, и отнести к одному из рассмотренных ниже типов (рисунок 2).

Рисунок 2 - Основные типы конфигурации сети: а, б – радиальные с одной (Р1) и двумя (Р2) ВЛ; в, г – замкнутые от одного ЦП с одной (З1) и двумя (З2) ВЛ; д, е – с двусторонним (от двух ЦП) питанием по одной (Д1) и двум (Д2) ВЛ; ж – узловая с тремя ЦП (У); многоконтурная (М)

Одинарная радиальная сеть (далее, для сокращения, тип Р1, рис. 2, а ) является наиболее дешевой, но обеспечивает наименьшую надежность; получила широкое распространение как первый этап развития сети – при небольших нагрузках присоединенных ПС и возможности их резервирования по сети среднего (СН)1 или низшего напряжения (НН). При этом для правильного проектирования сети уже на первом этапе следует решить, в каком направлении намечается дальнейшее развитие сети, чтобы привести ее к одному из типов по рис. 2, б, в или г.

Двойная радиальная сеть (тип Р2, рис. 2, б ) за счет дублирования линии (на одних или разных опорах) обеспечивает резервирование питания потребителей. Эта схема характеризуется равномерной загрузкой обеих ВЛ, что соответствует минимуму потерь, не вызывает увеличения токов КЗ в смежных участках сети, позволяет осуществлять четкое ведение режимов работы сети, обеспечивает возможность присоединения ПС по простейшим схемам.

При электроснабжении района от одного ЦП находят применение также замкнутые сети кольцевой конфигурации одинарные (тип З1, рис. 2, в ) и двойные (тип З2, рис. 2, г ). Достоинствами этих схем, как и радиальных, являются независимость потокораспределения от перетоков в сети высшего напряжения (ВН), отсутствие влияния на уровень токов КЗ в прилегающих сетях, возможность применения простых схем присоединения ПС.

Широкое применение находит замкнутая одинарная сеть , опирающаяся на два ЦП (тип Д1, рис. 2, д ). Эта конфигурация образуется в результате поэтапного развития сети между двумя ЦП. Преимуществами такой конфигурации являются возможность охвата территории сетями, создание шин между двумя ЦП для присоеди нения по мере необходимости новых ПС, уменьшение суммарной длины ВЛ по сравнению с присоединением каждой ПС «по кратчайшему пути» (что приводит к созданию сложнозамкнутой сети), возможность присоединения ПС по упрощенным схемам. Недостатками конфигурации Д1 являются большая вероятность неэкономичного потокораспределения при параллельной работе сетей разных напряжений и повышение уровней токов КЗ, вызывающее необходимость секционирования в нормальных режимах.

Модификацией конфигурации Д1 является замкнутая двойная сеть , опирающаяся на два ЦП (тип Д2, рис. 2, е ). Применяется при более высоких плотностях нагрузок, обладает практически теми же преимуществами и недостатками, что и конфигурация Д1.

Узловая сеть (тип У, рис. 2, ж ) имеет более высокую надежность, чем Д1 и Д2, за счет присоединения к трем ЦП, однако плохо управляема в режимном отношении и требует сооружения сложной узловой ПС. Создание такой сети, как правило, бывает вынужденным – при возникновении технических ограничений для дальнейшего использования сети типа Д1.

Многоконтурная сеть (тип М, рис 2, з ) является, как правило, результатом неуправляемого развития сети в условиях ограниченного количества и неравномерного размещения ЦП. Характеризуется сложными схемами присоединения ПС, трудностями обеспечения оптимального режима, повышенными уровнями токов КЗ. Основой рационального построения сети является применение простых типов конфигураций и использование в качестве коммутационных пунктов, главным образом, ПС следующей ступени напряжения, являющихся ЦП для проектируемой сети.

Для распределительной сети такими конфигурациями являются в первую очередь двойная радиальная сеть (Р2) и одинарная замкнутая, опирающаяся на два ЦП (Д1). Технико-экономические исследования и анализ области применения этих конфигураций показывают, что применение конфигурации типа Р2 (как правило, на двухцепных опорах) эффективнее при небольших расстояниях от потребителей до ЦП и при высоких уровнях нагрузок. Этот тип сети находит применение для электроснабжения промпредприятий и отдельных районов городов на напряжении 110 кВ.

Конфигурация Д1 находит широкое применение в сетях 110 кВ для электрификации потребителей сельской местности, а также в распределительных сетях 220 кВ, обеспечивая с наименьшими затратами максимальный охват территории. Техническими ограничениями для конфигурации Д1 являются пропускная способность головных участков, которая должна обеспечивать электроснабжение всех присоединенных ПС в послеаварийном режиме при выходе одного из них, а также предельное количество присоединенных ПС. При возникновении технических ограничений для дальнейшего использования сети типа Д1 она может быть преобразована одним из способов, указанных на рис. 3. Схема рис. 3, а является предпочтительной, так как не усложняет конфигурацию сети, однако возможность ее применения обусловлена благоприятным размещением нового ЦП относительно рассматриваемой сети; схемы рис. 3, б –г приводят к созданию узловых (У) и многоконтурных (М) конфигураций и усложнению схем отдельных ПС; схемы рис. 3, в и г применяются в тех случаях, когда сооружение нового ЦП оказывается нецелесообразным.

Конфигурация типа Д2 обладает большой пропускной способностью и может использоваться длительное время без преобразования в другие типы. Она применяется в сетях 110 кВ систем электроснабжения городов, а также в сетях 110–220 кВ для электроснабжения протяженных потребителей – электрифицируемых железных дорог и трубопроводов.

Рисунок 3 - Варианты преобразования конфигурации сети типа Д1: а – заход на новый ЦП; б – сооружение ВЛ от нового ЦП; в – сооружение связи между двумя конфигурациями Д1; г – рассечка одной конфигурации Д1 и заход ее на подстанцию другого участка сети

Замкнутые конфигурации, опирающиеся на один ЦП (З1 и З2), используются, как правило, на первом этапе развития сети: первые – в сельской местности с последующим преобразованием в два участка типа Д1, вторые – в городах с последующим преобразованием в два участка типа Д2.

Применение сложнозамкнутых конфигураций распределительной сети (типов У, М) из-за присущих им недостатков нежелательно, однако в условиях развивающейся сети избежать их не удается. По мере появления новых ЦП следует стремиться к упрощению многоконтурной сети; при этом новые ЦП целесообразно размещать в ее узловых точках.

Системообразующие сети характеризуются меньшим многообразием типов конфигурации. Здесь, как правило, применяются конфигурации Д1 и У. При этом в качестве узловых точек используются распред-устройства электростанций и часть ПС сети. Конфигурация системообразующей сети усложняется тем больше, чем длительнее она развивается в качестве сети высшего класса напряжения; после «наложения» сети следующего класса напряжения начинается процесс упрощения конфигурации сети низшего напряжения.

На рисунке 4 представлена структурная схема электроснабжения крупного промышленного предприятия, получающего электрическую энергию от двух источников питания по линиям напряжением 110 кВ и выше. Пунктами приема электроэнергии служат узловые распределительные подстанции, от которых электроэнергия передается по радиальным и магистральным схемам к подастанциям глубокого ввода(первая ступень распределения электроэнергии). Такая схема, позволяющая максимально приблизить высшее напряжение непосредственно к электроустановкам потребителей, называется схемой глубокого ввода.

Второй ступенью распределения электроэнергии является сетевое звено от РУ 10(6) кВ подтсанций глубокого воода до трансформаторных подстанций или электроприемников электроэнергии напряжением 10 (6) кВ. Применение схем глубокого ввода позволяет во многих случаях отказаться от РП 10 (6) кВ, что значительно упрощает схему распределения электроэнергии на этом напряжении.

Рисунок 4 – Структурная схема электроснабжения крупного промышленного предприятия: ИП – источник питания; НКУ – низковольтное устройство распределения, от которых получают питание приемники электрической энергии

Рисунок 5 - Структурная схема электроснабжения крупного промышленного предприятия.

На рисунке 5 представлена структурая схема электроснабжения крупного промышленного предприятия, где объектами приема электроэнергии являются подстанции глубокого воода. Схема распределения электроэнергии на напряжение 10 (6) кВ без промежуточных РП будет одноступенчатой. Если возникает необходимость применения промежуточных РП 10 (6) кВ, то распределение электроэнергии производится в две ступени: первая – от РУ 10 (6) кВ подстанции глубокого воода до РП; вторая – от РП 10 (6) кВ до трансформаторных подстанций и электроприемников. Данная схема может применяться на крупных и средних предприятиях при наличии мощных сосредоточенных нагрузок.

Иной вариант построения схемы электроснабжения представлен на рисунке 6, где прииемным пунктом является главная понизительная подстанция напряжением 35-110 кВ и выше. С шины РУ 10 (6) кВ ГПП осуществляется питание всех потребителей промышленного предприятия. Распределение электроэнергии на напряжении 10 (6) кВ произодится, как правило, в две ступени: первая ступень – от РУ 10(6) кВ ГПП до РП; вторая ступень – от РП 10 (6) кВ до трансформаторных подстанций и приемников электроэнергии. Данная схема применяется в основном для предприятий средней мощности.

Для крупных промышленных предприятий в схемах, гед пунктом приема электроэнергии является главная понизительная подстанция, распределение электрической энергии может производиться на двух напряжениях 110 (35) и 10 (6) кВ или в качестве приемных пунктов электроэнергии выступают одновременно ГПП и ПГВ.

Рисунок 6 – Структурная схема электроснабжения промышленного предприятия средней мощности с главной понизительной подстанцией.

При наличии на предприятии собственной электростанции или при незначительном удалении предприятия от источника питания питающая сеть выполняется на напряждении 10 (6) кВ. В этом случае приемным пунктом электроэнергии служит, как правило, центральная распределительная подстанция 10 (6) кВ (рисунок 7) или одна или несколько распределительных подстанций предприятия.

Рисунок 7 – Структурная схема электроснабжения промышленного предприятяи средней мощности с центральной распределительной подстанцией

Рисунок 8 – Структурная схема электроснабжения Усть-Илимского целлюлозно-бумажного комбината

Контрольные вопросы:

1. Какие схемы распределения электроэнергии бывают.

2. Рассказать о типах конфигурации электрических сетей и их применение.

3. Рассказать принцип работы предложненных структурных схем электроснабжения предприятий.