Сучасна електроенергетика Історія розвитку та сучасний вигляд російської електроенергетики Список використаних джерел

Вступ
1. Історико-географічні особливості розвитку електроенергетики у Росії
2. Територіальне розміщення виробництв електроенергетики у Російській Федерації
3. Єдина енергетична система країни
4. Проблеми та перспективи розвитку електроенергетики
Висновок
Список використаних джерел

Вступ

Електроенергетика- галузь енергетики, що включає виробництво, передачу і збут електроенергії. Електроенергетика є найважливішою галуззю енергетики, що пояснюється такими перевагами електроенергії перед енергією інших видів, як відносна легкість передачі великі відстані, розподілу між споживачами, і навіть перетворення на інші види енергії (механічну, теплову, хімічну, світлову та інших.). Відмінною рисою електричної енергії є практична одночасність її генерування та споживання, оскільки електричний струм поширюється мережами зі швидкістю, близькою до швидкості світла.

Електроенергетика поряд з іншими галузями народного господарства сприймається як частина єдиної народно – господарської економічної системи. Нині без електричної енергії наше життя немислиме. Електроенергетика вторглася у всі сфери діяльності людини: промисловість та сільське господарство, науку та космос. Без електроенергії неможлива дія сучасних засобів зв'язку та розвиток кібернетики, обчислювальної та космічної техніки. Уявити без електроенергії наше життя неможливо.

Основним споживачем електроенергії залишається промисловість, хоча її питома вага у загальному корисному споживанні електроенергії значно знижується. Електрична енергія в промисловості застосовується для приведення в дію різних механізмів безпосередньо у технологічних процесах.

Наприклад, у сільському господарстві електроенергія застосовується для обігріву теплиць та приміщень для худоби, висвітлення, автоматизації ручної праці на фермах.

Велику роль електроенергія грає у транспортному комплексі. Велика кількість електроенергії споживає електрифікований залізничний транспорт, що дає змогу підвищувати пропускну спроможність доріг за рахунок збільшення швидкості руху поїздів, знижувати собівартість перевезень, підвищувати економію палива.

Електроенергія у побуті є основною частиною забезпечення комфортного життя людей. Багато побутові прилади (холодильники, телевізори, пральні машини, праски та інші) були створені завдяки розвитку електротехнічної промисловості.

Тому актуальність обраної мною теми є очевидною, як очевидна важливість електроенергетики в господарському житті нашої країни.

Отже, завданнями та метою даної роботи є:

- Розглянути структуру електроенергетики;
- Вивчити її розміщення;
- Розглянути сучасний рівень розвитку електроенергетики;
- Охарактеризувати особливості розвитку та розміщення електроенергетики в Росії.

1. Історико-географічні особливості розвитку електроенергетики у Росії.

Розвиток електроенергетики Росії пов'язані з планом ГОЕЛРО (1920 р.) терміном 15 років, який передбачав будівництво 10 ГЕС загальною потужністю 640 тис. кВт. План було виконано з випередженням: до кінця 1935 р. було збудовано 40 районних електростанцій. Таким чином, план ГОЕЛРО створив базу індустріалізації Росії, і вона вийшла на друге місце з виробництва електроенергії у світі.

На початку XX століття у структурі споживання енергоресурсів абсолютно переважне місце займало вугілля. Наприклад, у розвинених країнах до 1950р. частку вугілля припадало 74%, а нафти – 17% у загальному обсязі енергоспоживання. При цьому основну частку енергоресурсів використовували всередині країн, де вони видобували.

Середньорічні темпи зростання енергоспоживання у світі у першій половині XX ст. становили 2-3%, а 1950-1975гг. - Вже 5%.

Щоб покрити приріст енергоспоживання у другій половині XX ст. світова структура споживання енергоресурсів зазнає великих змін. У 50-60-х роках. на зміну вугілля все більше приходять нафта та газ. У період із 1952 по 1972гг. нафту була дешевою. Ціна на неї на світовому ринку сягала 14 дол./т. У другій половині 70-х також починається освоєння великих родовищ природного газу та його споживання поступово нарощується, витісняючи вугілля.

До початку 70-х років зростання споживання енергоресурсів було переважно екстенсивним. У найрозвиненіших країнах його темп фактично визначався темпом зростання промислового виробництва. Тим часом освоєні родовища починають виснажуватися, і починає зростати імпорт енергоресурсів, насамперед – нафти.

У 1973р. вибухнула енергетична криза. Світова ціна нафти підскочила до 250-300 дол./т. Однією з причин кризи стало скорочення її видобутку у легкодоступних місцях та переміщення до районів з екстремальними природними умовами та на континентальний шельф. Іншою причиною стало прагнення основних країн - експортерів нафти (членів ОПЕК), якими в основному є країни, що розвиваються, більш ефективно використовувати свої переваги власників основної частини світових запасів цієї цінної сировини.

У цей час провідні країни світу були змушені переглянути свої концепції розвитку енергетики. В результаті прогнози зростання енергоспоживання стали більш помірними. Значне місце у програмах розвитку енергетики почало відводитися енергозбереженню. Якщо до енергетичної кризи 70-х енергоспоживання у світі прогнозувалося до 2000 р. на рівні 20-25 млрд. т умовного палива, то після неї прогнози було скориговано у бік помітного зменшення до 12,4 млрд. т умовного палива.

Промислово розвинені країни вживають серйозних заходів щодо забезпечення економії споживання первинних енергоресурсів. Енергозбереження все більше займає одне з центральних місць у їхніх національних економічних концепціях. Відбувається розбудова галузевої структури національних економік. Перевага віддається мало енергоємним галузям та технологіям. Відбувається згортання енергоємних виробництв. Активно розвиваються енергозберігаючі технології насамперед в енергоємних галузях: металургії, металообробній промисловості, транспорті. Реалізуються масштабні науково-технічні програми з пошуку та розробки альтернативних енергетичних технологій. У період з початку 70-х до кінця 80-х років. енергоємність ВВП США знизилася на 40%, у Японії – на 30%.

У цей період йде бурхливий розвиток атомної енергетики. У 70-ті роки і за першу половину 80-х років у світі було пущено в експлуатацію близько 65% чинних АЕС.

У цей період у політичний та економічний побут вводиться поняття енергетичної безпеки держави. Енергетичні стратегії розвинутих країн націлюються не лише на скорочення споживання конкретних енергоносіїв (вугілля чи нафти), а й загалом на скорочення споживання будь-яких енергоресурсів та диверсифікацію їх джерел.

В результаті всіх цих заходів у розвинених країнах помітно знизився середньорічний темп приросту споживання первинних енергоресурсів: з 1,8% у 80-ті роки. до 1,45% у 1991-2000 pp. За прогнозом до 2015 року він не перевищить 1,25%.

У другій половині 80-х з'явився ще один фактор, який надає сьогодні все більшого впливу на структуру та тенденції розвитку ПЕК. Вчені та політики всього світу активно заговорили про наслідки впливу на природу техногенної діяльності людини, зокрема, вплив на довкілля об'єктів ПЕК. Жорсткість міжнародних вимог щодо охорони навколишнього середовища з метою зниження парникового ефекту та викидів в атмосферу (за рішенням конференції в Кіото в 1997 р.) має призвести до зниження споживання вугілля та нафти як енергоресурсів, що найбільш впливають на екологію, а також стимулювати вдосконалення існуючих та створення нових технологій.

2. Територіальне розміщення виробництв електроенергетики Російської Федерації.

Електроенергетика сильніша, ніж усі інші галузі промисловості, сприяє розвитку та територіальній оптимізації розміщення продуктивних сил. Це виявляється у наступному (по А.Т.Хрущову):

1) залучаються до використання паливно-енергетичні ресурси, віддалені від споживачів;

2) можливий проміжний відбір електроенергії для постачання нею районів, через які проходять лінії високовольтних електропередач, що сприяє зростанню рівня територіальної освоєності цих районів, підвищенню ефективності економіки та комфортності проживання в них;

3) виникають додаткові можливості для створення електроємних та теплоємних виробництв (у яких частка паливно-енергетичних витрат у собівартості готової продукції дуже велика); 4) електроенергетика має велике районоутворююче значення, саме вона багато в чому визначає виробничу спеціалізацію районів.

Досвід розвитку вітчизняної електроенергетики виробив такі принципи розміщення та функціонування підприємств цієї галузі промисловості:

1) концентрація виробництва електроенергії на великих районних електростанціях, які використовують відносно дешеве паливо та енергоресурси;

2) комбінування виробництва електроенергії та тепла для теплофікації населених пунктів, насамперед міст;

3) широке освоєння гідроресурсів з урахуванням комплексного розв'язання задач електроенергетики, транспорту, водопостачання, іригації, рибництва;

4) необхідність розвитку атомної енергетики, особливо в районах з напруженим паливно-енергетичним балансом, за умови підкресленої та виняткової уваги до дотримання правил експлуатації АЕС, забезпечення безпеки та надійності їх функціонування;

5) створення енергосистем, що формують єдину високовольтну мережу країни.

Розміщення підприємств електроенергетики залежить від низки чинників, основні їх – паливно-енергетичні ресурси і споживачі. За рівнем забезпеченості паливно-енергетичними ресурсами райони Росії можна розділити втричі групи: 1) найвища – Далекосхідний, Східно-Сибірський, Західно-Сибірський; 2) відносно висока - Північний, Північно-Кавказький; 3) низька - Північно-Західний, Центральний, Центрально-Чорноземний, Поволзький, Уральський.

Розташування паливно-енергетичних ресурсів не збігається з розміщенням населення, виробництвом та споживачем електроенергії. Переважна частина виробленої електроенергії витрачається у європейській частині Росії. З виробництва електроенергії серед економічних районів до кінця 1990-х рр. виділялися Центральний, а, по споживанню – Уральський. Серед електродефіцитних районів: Уральський, Північний, Центрально-Чорноземний, Волго-Вятський.

Великі електростанції грають значну районоутворюючу роль. На їх основі з'являються енергоємні та теплоємні виробництва.

Електроенергетика включає теплові електростанції, атомні електростанції, гідроелектростанції (включаючи гідроакумулюючі та приливні), інші електростанції (вітростанції, геліостанції, геотермальні), електричні мережі, теплові мережі, самостійні котельні.

Теплові електростанції (ТЕС).Основний тип електростанцій у Росії – теплові, які працюють на органічному паливі (вугілля, газ, мазут, сланці, торф). Основну роль відіграють потужні (понад 2 млн кВт) державні районні електростанції (ДРЕС), що забезпечують потреби економічного району та працюють в енергосистемах. На розміщення теплових електростанцій надають основний вплив паливний та споживчий фактори.

При виборі місця для будівництва ТЕС враховують порівняльну ефективність транспортування палива та електроенергії. Якщо витрати на перевезення палива перевищують витрати на передачу електроенергії доцільно розміщувати безпосередньо біля джерел палива, за більш високої ефективності транспортування палива електростанції розміщують поблизу споживачів електроенергії. Найбільш потужні ТЕС розташовані, як правило, у місцях видобутку палива (що більша електростанція, тим далі вона може передавати енергію).

ДРЕС потужністю понад 2 млн кВт розташовані у наступних економічних районах: Центральному (Костромська, Рязанська, Конаківська); Уральська (Рефтинська, Троїцька, Іріклінська); Поволзькому (Заїнська); Східно-Сибірському (Назарівська); Західно-Сибірському (Сургутські); Північно-Західному (Кириська).

До теплових електростанцій належать і теплоелектроцентралі (ТЕЦ), які забезпечують теплом підприємства та житло, з одночасним виробництвом електроенергії. ТЕЦ розміщуються у пунктах споживання пари та гарячої води, оскільки радіус передачі тепла невеликий (10-12 км).

Позитивні властивості ТЕС:

- щодо вільне розміщення, пов'язане з широким поширенням паливних ресурсів у Росії;
- Здатність виробляти електроенергію без сезонних коливань на відміну від ГЕС).

Негативні властивості ТЕС:

- Використовують невідновні паливні ресурси;
– мають низький коефіцієнт корисної дії (ККД);
– надають несприятливий вплив на довкілля;
– мають великі витрати на видобуток, перевезення, переробку та видалення відходів палива.

Гідравлічні електростанції (ГЕС).Вони займають друге місце за кількістю електроенергії, що виробляється. Гідроелектростанції є ефективним джерелом енергії, оскільки вони використовують відновні ресурси, вони прості в управлінні (кількість персоналу на ГЕС у 15-20 разів менша, ніж на ГРЕС), мають високий ККД (понад 80%), виробляють найдешевшу енергію.

Визначальний вплив на розміщення гідроелектростанцій надають розміри запасів гідроресурсів, природні (рельєф місцевості, характер річки, її режим та ін.) та господарські (розмір шкоди від затоплення території, пов'язаної зі створенням греблі та водосховища ГЕС, шкоди рибному господарству та ін.), умови їх використання.

Запаси гідроресурсів та ефективність використання водної енергії у районах Росії різні. Більшість гідроенергоресурсів країни (понад 2/3 запасів) зосереджена в Східного Сибіруі Далекому Сході. У цих районах виключно сприятливі природні умови для будівництва та функціонування ГЕС – багатоводність, природна зарегульованість річок (наприклад, річки Ангари озером Байкал), що дозволяють виробляти електроенергію на потужних ГЕС рівномірно, без сезонних коливань; наявність скельних підстав для зведення високих платин та ін.

Ці та інші особливості зумовлюють тут більш високу економічну ефективність будівництва ГЕС (питомі капіталовкладення у 2-3 рази нижчі, а вартість електроенергії у 4-5 разів дешевша), ніж у районах європейської частини країни. Тому найбільші у країні ГЕС побудовані на річках Східного Сибіру (Ангара, Єнісей). На Ангарі, Єнісеї та інших річках Росії будівництво ГЕС ведеться, як правило, каскадами, які є групою електростанцій, розташованих сходами по течії водного потоку, для послідовності використання його енергії. Найбільший у світі Ангаро-Єнісейський гідроенергетичний каскад має загальну потужність близько 22 млн. кВт. До його складу входять гідроелектростанції: Саяно-Шушенська, Красноярська, Іркутська, Братська, Усть-Ілімська.

Каскад із потужних електростанцій створено також у європейській частині країни на Волзі та Камі (Волзько-Камський каскад): Волзька (поблизу Самари), Волзька (поблизу Волгограда), Саратовська, Чебоксарська, Воткінська та ін.

Менш потужні ГЕС створені Далекому Сході, у Західному Сибіру, ​​на Північному Кавказі та інших районах Росії. У європейській частині країни, яка зазнає гострого дефіциту в електроенергії, досить перспективне будівництво особливого виду гідроелектростанцій – гідроакумулюючих (ГАЕС). Одна з таких електростанцій уже збудована – Загірська ГАЕС (1,2 млн. кВт) у Московській області.

Позитивні властивості ГЕС: більш висока маневреність та надійність роботи обладнання; висока продуктивність праці; поновлюваність джерела енергії; відсутність витрат на видобуток, перевезення та видалення відходів палива; низька собівартість.

Негативні властивості ГЕС: можливість затоплення населених пунктів, сільгоспугідь та комунікацій; негативний вплив на фору, фауну; дорожнеча будівництва.

Атомні електростанції (АЕС)виробляють електроенергію дешевшу, ніж ТЕС, які працюють на вугіллі або мазуті. Їхня частка у сумарному виробленні електроенергії в Росії не перевищує 11% (у Литві – 76%, Франції – 76%, Бельгії – 65%, Швеції – 51%, Словаччини – 49%, ФРН – 34%, Японії – 30%, США - 20%).

Головним чинником розміщення атомних електростанцій, які використовують у своїй роботі високотранспортабельне, нікчемне за вагою паливо (для повного річного завантаження АЕС потрібно лише кілька кілограмів урану) – споживчий. Найбільші АЕС нашій країні переважно розташовані у районах із напруженим паливно-енергетичним балансом. У Росії діють 10 АЕС, у яких функціонує 30 енергоблоків. На АЕС експлуатується реактори трьох основних типів: водо-водяні (ВВЕР), великої потужності канальні урано-графітові (РБМК) та на швидких нейтронах (БН). Атомні електростанції в Росії об'їдено в концерн "Росенергоатом".

Позитивні властивості АЕС: їх можна будувати у будь-якому районі, незалежно від його енергетичних ресурсів; атомне паливо відрізняється великим вмістом енергії; АЕС не викидають в атмосферу в умовах безаварійної роботи; не поглинають кисень.

Негативні властивості АЕС: склалися поховання радіоактивних відходів (для їх вивезення зі станцій споруджуються контейнери з потужним захистом та системою охолодження); теплове забруднення використовуваних АЕС водойм.

У вітчизняній електроенергетиці використовують альтернативні джерела енергії: сонця, вітру, внутрішнього тепла землі, морських припливів. Побудовано природні електростанції(ПЕМ). На припливних хвилях на Кольському півострові споруджено Кислогубську ПЕМ (400 кВт), який понад 30 років; На термінальних водах Камчатки загострено Паужетську ГеоТЕС. Вітрові енергоустановки є у житлових селищах Крайньої Півночі, геліоустановки на Північному Кавказі.

3. Єдина енергетична система країни

Енергосистема - це групи електростанцій різних типів, об'єднані високовольтними лініями електропередачі (ЛЕП) та керовані з одного центру. Енергосистеми в електроенергетиці Росії об'єднують виробництво, передачу та розподілення електроенергії між споживачами. В енергосистемі для кожної електростанції можна вибрати найбільш економічний режим роботи. Причому якщо у складі енергосистеми висока частка ГЕС, її маневрені можливості підвищуються, а собівартість електроенергії щодо нижче; навпаки, у системі, що об'єднує лише ТЕС, вони найбільш обмежені, а собівартість електроенергії вища.

Для більш економного використання потенціалу електростанцій Росії створено Єдину енергетичну систему (ЄЕС), у якій входять понад 700 великих електростанцій, у яких зосереджено 84% потужності всіх електростанцій країни. Створення ЄЕС має економічні переваги. Об'єднані енергетичні системи (ОЕС) Північного Заходу, Центру, Поволжя, Півдня, Північного Кавказу, Уралу входять до ЄЕС європейської частини. Вони об'єднані такими високовольтними магістралями як Самара – Москва (500 кВ), Самара – Челябінськ, Волгоград – Москва (500 кВ), Волгоград – Донбас (800 кВ), Москва – Санкт-Петербург (750 кВ).

Основна мета створення та розвитку Єдиної енергетичної системи Росії полягає у забезпеченні надійного та економічного електропостачання споживачів на території Росії з максимально можливою реалізацією переваг паралельної роботи енергосистем.

Єдина енергетична система Росії входить до складу великого енергетичного об'єднання Єдиної енергосистеми (ЄЕС) колишнього СРСР, що включає також енергосистеми незалежних держав: Азербайджану, Вірменії, Білорусі, Грузії, Казахстану, Латвії, Литви, Молдови, України та Естонії. З ЄЕС продовжують синхронно працювати енергосистеми семи країн Східної Європи – Болгарії, Угорщини, Східної частини Німеччини, Польщі, Румунії, Чехії та Словаччини.

Електростанціями, що входять до ЄЕС, виробляється понад 90% електроенергії, що виробляється у незалежних державах – колишніх республіках СРСР. Об'єднання енергосистем у ЄЕС дозволяє: забезпечити зниження необхідної сумарної встановленої потужності електростанцій за рахунок суміщення максимумів навантаження енергосистем, які мають різницю поясного часу та відмінності у графіках навантаження; скоротити необхідну резервну потужність електростанціях; здійснити найбільш раціональне використання наявних первинних енергоресурсів з урахуванням змінної паливної кон'юнктури; здешевити енергетичне будівництво; покращити екологічну ситуацію.

Для спільної роботи електроенергетичних об'єктів, що функціонують у складі Єдиної енергосистеми, створено координаційний орган Електроенергетичної Ради країн СНД.

p align="justify"> Система російської електроенергетики характеризується досить сильною регіональною роздробленістю внаслідок сучасного стану ліній високовольтних передач. В даний час енергосистема Далекого району не пов'язана з рештою Росії і функціонує незалежно. Поєднання енергосистем Сибіру та Європейської частини Росії також дуже обмежене. Енергосистеми п'яти європейських регіонів Росії (Північно-Західного, Центрального, Поволзького, Уральського та Північно-Кавказького) з'єднані між собою, але пропускна потужність тут у середньому набагато менша, ніж усередині самих регіонів. Енергосистеми цих п'яти регіонів, і навіть Сибіру та Далекого Сходу розглядаються у Росії як окремі регіональні об'єднані енергосистеми. Вони пов'язують 68 із 77 існуючих регіональних енергосистем усередині країни. Інші дев'ять енергосистем повністю ізольовані.

Переваги системи ЄЕС, що успадкувала інфраструктуру від ЄЕС СРСР, полягають у вирівнюванні добових графіків споживання електроенергії, у тому числі за рахунок її послідовних перетоків між часовими поясами, покращення економічних показників електростанцій, створення умов для повної електрифікації територій та всього народного господарства.

Наприкінці 1992 р. було зареєстровано Російське акціонерне товариство енергетики та електрифікації (РАТ ЄЕС), створене для управління ЄЕС та організації надійного енергозбереження народного господарства та населення. У РАВ ЄЕС входять понад 700 територіальних АТ, воно об'єднує близько 600 ТЕС, 9 АЕС та понад 100 ГЕС. РАВ ЄЕС працює паралельно з енергосистемами країн СНД та Балтії, а також з енергосистемами деяких країн Східної Європи. За межами РАВ ЄЕС поки що залишаються великі енергосистеми Східного Сибіру.

Контрольний пакет РАВ ЄЕС закріплено у державній власності. Як природний монополіст компанія перебуває у системі державного регулювання тарифів на електрику. В окремих регіонах, наприклад, на Далекому Сході, федеральний уряд субсидує енерготарифи.

У 1996 році Уряд РФ створив федеральний (загальноросійський) оптовий ринок електричної енергії та потужності (ФОРЕМ) для купівлі про продаж електроенергії через мережі високовольтних передач. Практично вся електроенергія, що передається мережами високовольтних передач, технічно розглядається як результат угоди на ФОРЕМі. Управляється цей ринок РАТ ЄЕС. На ФОРЕМі покупці та продавці не укладають контракти один з одним. Вони купують і продають електроенергію за фіксованими цінами, а РАВ ЄЕС забезпечує відповідність попиту та пропозиції. Продавцями електроенергії, які не пов'язані з РАВ ЄЕС, є атомні електростанції.

4. Проблеми та перспективи розвитку електроенергетики.

Основні проблеми розвитку електроенергетики Росії пов'язані: з технічною відсталістю та зносом фондів галузі, недосконалістю господарського механізму управління енергетичним господарством, включаючи цінову та інвестиційну політику, зростанням неплатежів енергоспоживачів. У разі кризи економіки зберігається висока енергоємність виробництва.

Нині понад 18% електростанцій повністю виробили свій розрахунковий ресурс встановленої потужності. Дуже повільно триває процес енергозбереження. Уряд намагається вирішити проблему різних сторін: одночасно йде акціонування галузі (51% акцій залишається у держави), залучаються іноземні інвестиції та почала впроваджуватись програма щодо зниження енергоємності виробництва.

Як основні завдання розвитку російської енергетики можна назвати таке:

1) зниження енергоємності виробництва;

2) збереження єдиної енергосистеми Росії;

3) підвищення коефіцієнта використовуваної потужності енергосистеми;

4) повний перехід до ринкових відносин, звільнення цін на енергоносії, повний перехід на світові ціни, можливу відмову від клірингу;

5) якнайшвидше оновлення парку енергосистеми;

6) приведення екологічних параметрів енергосистеми до світових стандартів.

Зараз перед галуззю стоїть низка проблем. Важливою є екологічна проблема. На цьому етапі, в Росії викид шкідливих речовин в довкілля на одиницю продукції перевищує аналогічний показник на заході в 6-10 разів.

Викиди забруднюючих речовин в атмосферу енергокомпаніями РАТ "ЄЕС Росії" в 2005-2007 р.р. (SO 2, NO 2, твердих частинок), тис. Тонн.

Зниження викидів в атмосферу у 2007 р. порівняно з 2006 р. пояснюється зменшенням частки спалювання палива (мазуту та вугілля) з високим вмістом сірки та золи.

За 2007 рік енергокомпанії РАТ ЄЕС Росії досягли наступних виробничо-екологічних показників:

Екстенсивний розвиток виробництва, прискорене нарощування величезних потужностей призвело до того, що екологічний фактор тривалий час враховувався вкрай мало або не враховувався. Найбільш екологічна вугільна ТЕС, поблизу них радіоактивний рівень у кілька разів перевищує рівень радіації у безпосередній близькості від АЕС. Використання газу в ТЕС набагато ефективніше, ніж мазуту чи вугілля; при спалюванні 1 тонни умовного палива утворюється 1,7 тонни вуглецю проти 2,7 тонни при спалюванні мазуту чи вугілля. Екологічні параметри, встановлені раніше не забезпечують повної екологічної чистоти, відповідно до них будувалася більшість електростанцій.

Нові стандарти екологічної чистоти винесено до спеціальної державної програми “Екологічно чиста енергетика”. З урахуванням вимог цієї програми вже підготовлено кілька проектів та десятки перебувають у стадії розробки. Так, існує проект Березівської ГРЕС-2 з блоками на 800 мВт і рукавними фільтрами уловлювання пилу, проект ТЕС з парогазовими установками потужністю по 300 мВт, проект Ростовської ГРЕС, що включає безліч принципово нових технічних рішень. Окремо розглянемо проблеми розвитку атомної енергетики.

Атомна промисловість та енергетика розглядаються в Енергетичній стратегії (2005-2020рр.) як найважливіша частина енергетики країни, оскільки атомна енергетика потенційно володіє необхідними якостямидля поступового заміщення значної частини традиційної енергетики на викопному органічному паливі, а також має розвинену виробничо-будівельну базу та достатні потужності з виробництва ядерного палива. При цьому основна увага приділяється забезпеченню ядерної безпеки та, насамперед, безпеки АЕС у ході їх експлуатації. Крім того, потрібне вжиття заходів щодо зацікавленості у розвитку галузі громадськості, особливо населення, що проживає поблизу АЕС.

Для забезпечення запланованих темпів розвитку атомної енергетики після 2020 р., збереження та розвитку експортного потенціалу вже нині потрібно посилення геологорозвідувальних робіт, вкладених у підготовку резервної сировинної бази природного урану.

Максимальний варіант зростання виробництва електроенергії на АЕС відповідає як вимогам сприятливого розвитку економіки, і прогнозованої економічно оптимальної структурі виробництва електроенергії з урахуванням географії її споживання. При цьому економічно пріоритетною зоною розміщення АЕС є європейські та далекосхідні регіони країни, а також північні райони з далекопривізним паливом. Найменші рівні виробництва енергії на АЕС можуть виникнути при запереченнях громадськості проти зазначених масштабів розвитку АЕС, що вимагатиме відповідного збільшення видобутку вугілля та потужності вугільних електростанцій, у тому числі в регіонах, де АЕС мають економічний пріоритет.

Основні завдання за максимальним варіантом: будівництво нових АЕС з доведенням встановленої потужності атомних станцій до 32 ГВт у 2010 р. та до 52,6 ГВт у 2020 р.; продовження призначеного терміну служби енергоблоків, що діють, до 40-50 років їх експлуатації з метою максимального вивільнення газу та нафти; економія коштів за рахунок використання конструктивних та експлуатаційних резервів.

У цьому варіанті, зокрема, намічено добудову у 2000-2010 роках 5 ГВт атомних енергоблоків (двох блоків – на Ростовській АЕС та по одному – на Калінінській, Курській та Балаківській станціях) та нове будівництво 5,8 ГВт атомних енергоблоків (по одному блоку на Нововоронезькій, Білоярській, Калінінській, Балаківській, Башкирській та Курській АЕС). У 2011 – 2020 роках. передбачено будівництво чотирьох блоків на Ленінградській АЕС, чотирьох блоків на Північно-Кавказькій АЕС, трьох блоків Башкирської АЕС, по два блоки на Південно-Уральській, Далекосхідній, Приморській, Курській АЕС –2 та Смоленській АЕС – 2, на Архангельській та Хабаровській АТЕЦ та по одному блоку на Нововоронезькій, Смоленській та Кольській АЕС – 2.

Одночасно у 2010 – 2020 роках. намічено вивести з експлуатації 12 енергоблоків першого покоління на Білібінській, Кольській, Курській, Ленінградській та Нововоронезькій АЕС.

Основні завдання за мінімальним варіантом – будівництво нових блоків з доведенням потужності АЕС до 32 ГВт у 2010 р. та до 35 ГВт у 2020 р. та продовження призначеного терміну служби діючих енергоблоків на 10 років.

Основою електроенергетики Росії на всю розглянуту перспективу залишаться теплові електростанції, питома вага яких у структурі встановленої потужності галузі складе до 2010 68%, а до 2020 - 67-70% (2000 - 69%). Вони забезпечать вироблення, відповідно, 69% і 67-71% всієї електроенергії країни (2000 р. – 67%).

Враховуючи складну ситуацію в паливовидобувних галузях та очікуване високе зростання вироблення електроенергії на теплових електростанціях (майже на 40-80 % до 2020 р.), забезпечення електростанцій паливом стає в майбутній період однією з найскладніших проблем в енергетиці.

Сумарна потреба для електростанцій Росії в органічному паливі зросте з 273 млн. т у. у 2000 р. до 310-350 млн т у. у 2010 р. та до 320-400 млн т у.т. у 2020 р. Відносно не високий приріст потреби в паливі до 2020 р. порівняно з виробленням електроенергії пов'язаний із практично повною заміною до цього періоду існуючого неекономічного обладнання на нове високоефективне, що потребує здійснення практично граничних можливостей введення генеруючої потужності. У найвищому варіанті в період 2011-2015 років. на заміну старого обладнання та для забезпечення приросту потреби пропонується вводити 15 млн кВт на рік та в період 2016-2020 рр. до 20 млн. кВт на рік. Будь-яке відставання за введенням призведе до зниження ефективності використання палива і відповідно до зростання його витрат на електростанціях, порівняно з визначеними у Стратегії рівнями.

Необхідність радикальної зміни умов паливного забезпечення теплових електростанцій у європейських районах країни та посилення екологічних вимог обумовлює суттєві зміни структури потужності ТЕС за типами електростанцій та видами палива, що використовується в цих районах. Основним напрямом має стати технічне переозброєння та реконструкція існуючих, а також спорудження нових теплових електростанцій. При цьому пріоритет буде відданий парогазовим та екологічно чистим вугільним електростанціям, конкурентоспроможним у більшій частині території Росії та забезпечує підвищення ефективності виробництва енергії. Перехід від паротурбінних до парогазових ТЕС на газі, а пізніше – і на вугіллі забезпечить поступове підвищення ККД установок до 55%, а в перспективі до 60%, що дозволить суттєво знизити приріст потреби ТЕС у паливі.

Для розвитку Єдиної енергосистеми Росії Енергетичною стратегією передбачається:

1) створення сильного електричного зв'язку між східною та європейською частинами ЄЕС Росії, шляхом спорудження ліній електропередачі напругою 500 та 1150 кВ. Роль цих зв'язків особливо велика за умов необхідності переорієнтації європейських районів використання вугілля, дозволяючи помітно скоротити завезення східного вугілля для ТЭС;

2) посилення міжсистемних зв'язків транзиту між ОЕС (об'єднаною енергетичною системою) Середньої Волги – ОЕС Центру – ОЕС Північного Кавказу, що дозволяє підвищити надійність енергопостачання регіону Північного Кавказу, а також ОЕС Уралу – ОЕС Середньої Волги – ОЕС Центру та ОЕС Ура для видачі надлишкової потужності ДРЕС Тюмені;

3) посилення системотворчих зв'язків між ОЕС Північно-Заходу та Центру;

4) розвиток електричного зв'язку між ОЕС Сибіру та ОЕС Сходу, що дозволяє забезпечити паралельну роботу всіх енергооб'єднань країни та гарантувати надійне енергопостачання дефіцитних районів Далекого Сходу.

Альтернативна енергетика. Незважаючи на те, що Росія за ступенем використання так званих нетрадиційних та відновлюваних видів енергії знаходяться поки що в шостому десятку країн світу, розвиток цього напряму має велике значення, особливо враховуючи розміри території країни. Ресурсний потенціал нетрадиційних та відновлюваних джерел енергії становить близько 5 млрд. т умовного палива на рік, а економічний потенціал у загальному вигляді сягає не менше 270 млн. т умовного палива.

Поки що всі спроби використання нетрадиційних і відновлюваних джерел енергії у Росії носять експериментальний і напівекспериментальний характер чи у разі такі джерела грають роль місцевих, суворо локальних виробників енергії. Останнє стосується і використання енергії вітру. Це відбувається тому, що Росія ще не відчуває дефіциту традиційних джерел енергії та її запаси органічного палива та ядерного пального поки що досить великі. Однак і сьогодні у віддалених чи важкодоступних районах Росії, де немає необхідності будувати велику електростанцію, та й обслуговування її часто нема кому, «нетрадиційні» джерела електроенергії – найкраще вирішення проблеми.

Намічені рівні розвитку та технічного переозброєння галузей енергетичного сектора країни неможливі без відповідного зростання виробництва, у галузях енергетичного (атомного, електротехнічного, нафтогазового, нафтохімічного, гірничошахтного та інших.) машинобудування, металургії та хімічної промисловості Росії, і навіть будівельного комплексу. Їхній необхідний розвиток – завдання всієї економічної політики держави.

Висновок

Сьогодні потужність усіх електростанцій Росії становить близько 212,8 млн. КВт. Останніми роками відбулися величезні організаційні зміни у енергетиці. Створено акціонерну компанію РАТ «ЄЕС Росії», керовану радою директорів та здійснює виробництво, розподіл та експорт електроенергії. Це найбільше у світі централізовано кероване енергетичне об'єднання. Практично у Росії збереглася монополія виробництва електроенергії.

При розвитку енергетики велике значення надається питанням правильного розміщення електроенергетичного господарства. p align="justify"> Найважливішою умовою раціонального розміщення електричних станцій є всебічний облік потреби в електроенергії всіх галузей народного господарства країни та потреб населення, а також кожного економічного району на перспективу.

У перспективі Росія має відмовитися від будівництва нових великих теплових та гідравлічних станцій, які потребують величезних інвестицій та створюють екологічну напруженість. Передбачається будівництво ТЕЦ малої та середньої потужності та малих АЕС у віддалених північних та східних регіонах. На Далекому Сході передбачається розвиток гідроенергетики за рахунок будівництва каскаду середніх та малих ГЕС. Нові потужні конденсаційні ГРЕС будуватимуть на вугіллі Кансько-Ачинського басейну.

Список використаних джерел

1. Архангельський У. Електроенергетика – комплекс загальнодержавного значення. - БІКІ, №140, 2003

2. Винокуров А.А. Введення в економічну географію та регіональну економіку Росії. Частина 1. - М., ВЛАДОС-ПРЕС. 2003

3. Гладкий Ю.М., Доброскок В.А., Семенов С.П. Соціально-економічна географія: Навчальний посібник. - М., Наука. 2001

4. Дронов В.П. Економічна та соціальна географія. - І. Проспект. 1996

5. Козьєва І.А., Кузьбожев Е.М. Економічна географія та регіоналістика: Навчальний посібник для вузів. - 2-ге вид., перероб. та дод. - Курськ. КДТУ. 2004

6. Макаров А. Електроенергетика Росії: виробничі перспективи та господарські відносини. - Суспільство та економіка, № 7-8, 2003

7. Економічна географія: Навчальний посібник. / За ред. Жлетікова В.П. – Ростов-на-Дону. Фенікс. 2003

8. Економічна та соціальна географія Росії: Підручник для вузів. / За ред. проф. А.Т. Хрущова – 2-ге вид., стереотип. - М. Дрофа. 2002

Реферат на тему "Історія розвитку електроенергетики в Росії"оновлено: 14 листопада, 2017 автором: Статті.Ру

Прогнозний документ «Цільове бачення розвитку електроенергетики Росії на період до 2030» було розроблено наприкінці 2006 р. під керівництвом академіка РАН А.Є. Шейндліна провідними інститутами енергетичного профілю РАН із залученням в індивідуальному порядку низки академіків та інших фахівців РАН та інших організацій країни в галузі енергетики.

Робота виконана на замовлення РАВ ЄЕС Росії, проте вона містить незалежні оцінки стану та перспектив розвитку енергетики країни. Будь-який прогнозний документ у галузі розвитку енергетики на тривалий період має базуватися на аналізі, прогнозах та цілях розвитку країни в цілому. На жаль, сьогодні в Росії відсутня виразно сформульована економічна установка, і миттєві приватні, корпоративні та (рідше) державні інтереси домінують над довгостроковими.

Зважаючи на неминучу в цих умовах невизначеність у прийнятих посилках прогнози розвитку країни можливі лише у сценарних випадках.

Відповідно до технічного завдання РАВ ЄЕС Росії як такі варіанти було взято: вироблення електроенергії у вигляді 2000 і 3000 млрд кВт год на рік. Подальший аналіз показав, що вироблення електроенергії обсягом 3000 млрд кВт год на рік цей період є надлишкової, не забезпеченої належною мірою ні кадровими, ні економічними ресурсами. Тому матеріали «Цільового бачення» орієнтуються насамперед на досягнення у 2030 р. виробництва близько 2000 млрд. кВт год.

Багаті енергетичні ресурси країни та високий виробничий потенціал, створений у другій половині ХХ століття, сприяють забезпеченню досить високого рівня енергетичної безпеки країни. Однак, з початку 90-х років лавиноподібно наростає процес морального та фізичного старіння обладнання теплової, атомної та гідроенергетики, електричних мереж, диспетчерського та технологічного управління. Виробила проектний ресурс половина потужності ТЕС, значна частина обладнання електричних мереж, знизилася ефективність використання палива на ТЕС, вона суттєво нижча, ніж на сучасних парогазових та паросилових установках.

В останні роки в ряді великих регіонів, насамперед у мегаполісах, інтенсивно наростає дефіцит електроенергії та потужності у зв'язку зі зростанням споживання в них електроенергії, спостерігається зниження резерву потужностей, що генерують, пропускної спроможності електричних мереж і рівня системної надійності ЄЕС Росії в цілому. Чи не задовольняється попит споживачів. Зростає кількість відмов у приєднанні до мереж. У період низьких зимових температур резерви потужності в Європейській частині країни та на Уралі зменшуються у кілька разів та не відповідають нормативним. Економіка та населення країни гранично залежні від надійності постачання газу із Тюменського регіону.

Паливний баланс ТЕС, у якому частка газу в європейських енергосистемах перевищує 80%, у зимовий час у періоди сильних похолодань не забезпечений з належною надійністю насамперед через обмеження, які запроваджує Газпром. Ключовим завданням ослаблення залежності електропостачання Європейської частини Росії від постачання природного газу є підвищення використання вугілля, що вимагає аналізу та обґрунтування оптимального співвідношення та способів транспорту первинних енергоресурсів та електроенергії з Сибіру.

Розподіл потужностей діючих та ЄЕС Росії носить асиметричний характер: майже всі 23,2 ГВт зосереджено у Європейській частині країни, та якщо з 45,6 ГВт потужності всіх у Сибіру і Далекому Сході перебувають 26,9 ГВт, що перешкоджає їх ефективного використання і забезпечує необхідну маневреність у Європейській частині ЄЕС. Відсутність електричних зв'язків великої пропускної спроможності між Європейською та Східно-Сибірською частинами ЄЕС не дозволяє оптимізувати режими роботи та говорить про незавершеність інфраструктури ЄЕС.

Втрати електроенергії по галузі загалом перевищили 107 млрд кВт год або близько 13% від відпустки електроенергії у мережу. Їхня технологічна складова близько 70 %, понад 28 % - комерційні втрати. Таким чином, до нового етапу свого розвитку енергетика Росії приходить досить зношеною, недостатньо збалансованою, багато в чому технологічно відсталою та несамозабезпеченою.

Виконаний аналіз показав, що рівень ВВП, на який реально слід орієнтуватися при розробці економічних прогнозів до 2030 р., становить близько 35000 дол. так званого "золотого мільярда"). Сьогодні економіка країни повністю спирається на сировинні галузі і критично залежить від їхнього експорту за майже повної втрати за останні 15 років не тільки конкурентоспроможності, а й у ряді галузей самої можливості виробництва високотехнологічної, наукомісткої продукції, в тому числі в енергомашинобудівній, електротехнічній, приладобудівній областях. електроніки та двигунобудування.

У довгостроковому плані для Росії, як і будь-якої іншої країни, це безперспективний шлях, що веде до технологічної деградації, втрати економічної, а потім і політичної незалежності. Ця тенденція має бути грамотно і рішуче припинена, перш за все, зі стратегічних міркувань, незважаючи на неминучий опір нинішньої економічної «еліти» країни та тиск Заходу. Стратегічно доцільно збереження експорту лише обсягах, які забезпечують внутрішні інвестиційні потреби країни. Зростання ВВП та утримання експорту енергоресурсів на рівні, що забезпечує внутрішні інвестиційні потреби, неможливі без активної, спрямованої та жорстко контрольованої державою енергозберігаючої політики як у галузі виробництва, так і насамперед споживання енергоресурсів.

Тим самим ефективний розвиток енергетики та активне енергозбереження є невіддільними компонентами єдиного процесу. У 1998 -1999 рр. енергоємність ВВП Росії перевищувала середні загальносвітові показники у 3,15 раза, а розвинутих країн – у 3,5-3,7 раза. За період 2000-2005 років. енергоємність російського ВВП зменшилася на 21,4%, а електроємність – на 19,6%. Сценарієм «2000» передбачається за рахунок структурної перебудови економіки компенсувати до 65 % необхідного приросту енергоспоживання та близько 60 % електроспоживання. Поряд із використанням структурного фактора відповідно до раніше прийнятих програмних документів з енергозбереження мають бути реалізовані організаційні та технологічні заходи щодо економії палива та енергії.

Як відомо, порівняно холодні країни (Норвегія, Фінляндія, Канада), країни, що мають протяжні території (Канада, США, Австралія), та країни, що витрачають багато енергії на транспорт ПЕР (США), мають у 1,7-2,3 рази вищий індекс питомого енергоспоживання ВВП, ніж Європейські країни та Японія. Враховуючи несприятливі географічні умови Росії (клімат, протяжність території), навіть за найенергійніших зусиль у галузі енергозбереження та структурних перетворень економіки навряд чи здійснено бажання вийти у 2030 р. на рівень питомого енергоспоживання нижче 0,35 т у.т./1000 дол. ВВП. (Зауважимо, що рівень США і Канади 2000 р. - 0,33 і 0,45 т у. продуктивність праці, що забезпечується досить високим електроспоживанням на рівні 0,32 -0,34 кВт год/дол. ВВП, що відповідатиме виходу до 2030 р. на рівень ВВП у 35000-37000 дол./(люд. рік) у цінах 2000 р. з потрібним виробленням електроенергії близько 1800-2000 млрд кВт год/рік. Можливість такого середнього зростання ВВП лише на рівні 5,9-6 % на рік протягом 25 років є досить складним завданням, а зазначені цифри граничними і важко досяжними.

Сукупні показники розвитку виробництва електричної та теплової енергії наведено на рис. 1 та в табл. 1. Зазначимо, що приріст відпуску теплової енергії істотно менший за приріст вироблення електроенергії. Незважаючи на суттєві темпи економічного та соціального розвитку окремих регіонів (що певною мірою збігаються з Федеральними округами), співвідношення вкладів цих укрупнених регіонів у виробництво та споживання ВВП, а також генерацію електроенергії не зазнає радикальних змін. Сучасні наукомісткі виробництва розвиватимуться більш інтенсивно в Європейській частині країни, а енергоємні та сировинні галузі - у Сибіру. Сумарна потужність електростанцій країни, необхідна для вироблення 2000 млрд кВт год в 2030 р., становить 370-380 ГВт, з яких близько 70 ГВт повинні бути встановлені і приблизно стільки ж на ГЕС. З 2000 млрд кВт год електроенергії 530-550 млрд кВт год мають бути вироблені на (27%), 250 млрд кВт год на (12-13%), решта на ТЕС (рис. 2). Внесок електростанцій, що використовують, буде невеликий, хоча їхня роль в автономному енергопостачанні істотно зросте.

Згідно з прогнозом структури паливного балансу електроенергетики у 2030 р.,. для забезпечення необхідного вироблення електроенергії на ТЕС знадобиться 340-360 млн т у. органічного палива. При цьому розвиток атомної енергетики набуває винятково важливої ​​ролі для замикання паливного балансу Європейської частини країни; так само висока роль гідроенергетики для Сибіру та Далекого Сходу. Фактично Європейська частина країни та Урал є і залишатимуться гостродефіцитними щодо постачання паливом регіонами, становище яких в умовах ринкової економіки мало відрізняється від більшості Європейських країн. Наявність обмежень на постачання природного газу для потреб енергетики зумовлює зростання частки вугілля у паливному балансі електростанцій (до 29 % у 2030 р.). Запаси органічного палива Росії загалом досить великі.

Ми ще не вийшли за межі їхнього початкового використання. Проте вже приблизно до 2012 р. з нафти та до 2015-2020 років. по газу обов'язкове введення нових родовищ (розташованих у менш доступних районах та економічно менш вигідних). Обсяг геологорозвідувальних робіт на нафту та газ має бути різко збільшений. У Європейській частині країни слід звернути увагу доцільність використання численних джерел місцевого палива (сланці, місцеве вугілля, малі газові родовища). Важливо підкреслити, що через інерційність вводів необхідних потужностей і непідготовленості до швидкого введення високоефективних вугільних ТЕС до 2010 р. для подолання сьогоднішніх дефіцитів у постачанні електроенергії надзвичайно важливе форсоване введення ПГУ і відповідно деяке збільшення постачання газу енергетиці. Оцінюючи розвитку атомної енергетики враховувалася можливість продовження ресурсу існуючих до 45 років. При цьому в 2030 р. з діючих сьогодні 23 ГВт потужності в експлуатації залишаться 10 ГВт. Переважну більшість нових станцій необхідно збудувати в Європейській частині країни. Сумарна потужність досягне ~70 ГВт.

Починаючи з 2012 р. на зміну реакторам ВВЕР-1000 прийдуть модифіковані реактори потужністю близько 1240 МВт (так званий проект АЕС-2006), а ще за кілька років – реактори ВВЕР-1500-1600. Для розміщення нових потужностей доцільно використовувати намічені у 80-х роках майданчики. Для забезпечення повнішого завантаження (збільшення КВУМ) їх будівництво доцільно супроводжувати введенням гідроакумулюючих станцій, можливі майданчики розміщення яких сьогодні відомі. Потужності до 2030 р. мають бути збільшені приблизно в 1,5 рази та досягти рівня 65 ГВт (у тому числі після відповідної реконструкції збережуться приблизно 46 ГВт на діючих ГЕС). Практично все введення нових потужностей має відбутися в Сибірському та Далекосхідному регіонах. У Європейській частині, де потенціал гідроенергетики певною мірою вичерпано, будуть збудовані каскади порівняно малої потужності на Кавказі та в Карелії.

Для електропостачання Європейської частини планується спорудження Туруханської (Евенкійської) на річці Нижня Тунгуска потужністю до 12 ГВт, пов'язаною лінією постійного струму 750 кВ з мережею Європейської частини країни. Загалом передбачається довести передачу до Європейської частини за двома ЛЕП до 120 млрд кВт год електроенергії. Великі мають бути побудовані на Ангарі та в Бурятсько-Читинському регіоні для забезпечення енергоємних виробництв регіону та частково експорту. Необхідне масштабне будівництво гідроакумулюючих станцій у Європейській частині загальною потужністю близько 10 ГВт (3-4 ГВт у найближчій перспективі), які забезпечать економічне добове регулювання навантаження у мережі та сприятимуть роботі атомних станцій у базовому режимі.

Сьогодні теплові електростанції відіграють домінуючу роль у виробництві електроенергії у країні. Їх потужність наближається до 140 ГВт, з яких понад 95 ГВт припадає на установки, що працюють на природному газі, і приблизно 45 ГВт на установки, що використовують тверде паливо. Характерний, як результат курсу, що послідовно здійснювався протягом багатьох років, на комбіноване вироблення тепла та електроенергії, висока питома вага (близько 55 % встановленої потужності ТЕС). До 2030 р. необхідно замінити все чинне сьогодні основне обладнання ТЕС. Домінуюча роль теплової енергетики збережеться, як у Європейській частині країни збережеться переважання ТЕС на природному газі.

Істотно вищий к.п.д. парогазових установок (ПГУ) дозволить виробити велику потужність при тому ж споживанні природного газу, а низький питомий обсяг головного корпусу для ПГУ потужністю 170-540 МВт (0,7-0,65 м3/кВт) дозволить розмістити їх у головних корпусах, які раніше займали конденсаційні блоками 100-200-300-500 МВт (з питомим об'ємом 1,0-0,725 м3/кВт). Тобто, при створенні нових потужних КЕС на газі мають активно використовуватися майданчики, інфраструктура та корпуси існуючих ГРЕС за збереження або помірного збільшення споживання природного газу.

Нові та реконструйовані вугільні блоки в Європейській частині країни через дефіцит палива в цьому регіоні мають бути орієнтовані на використання пари супернадкритичних параметрів (РСКП). При спорудженні станцій у Сибіру з урахуванням дешевих вугілля доцільно з техніко-економічним міркувань зупинитися на відпрацьованих надкритичного тиску (СКД) параметрах із застосуванням модернізованого, ефективнішого основного і допоміжного устаткування. Потужність новозбудованих вугільних станцій у Європейській частині країни у варіанті виробництва 2 трлн кВт год електроенергії має становити 1015 ГВт (при потужності -70 ГВт, збільшенні споживання газу на 15 % та передачі близько 15 ГВт потужності ЛЕП зі східних районів). Якщо говорити про освоєння потенціалу КАТЕК, то поряд з будівництвом КЕС СКД (тут також з техніко-економічних міркувань, мабуть, доцільно зупинитися на СКД параметрах), доцільно розвивати енерготехнологічні комплекси з виробленням, поряд з електроенергією, моторним паливом та іншими цінними продуктами. У технікоекономічному плані ці установки є найвигіднішими.

У всіх випадках при широкому застосуванніна початковому етапі імпортного та ліцензійного обладнання (ПДУ, котли з киплячим шаром тощо) має бути форсований випуск вітчизняного обладнання цього класу. Слід наголосити, що орієнтація на масові закупівлі основного енергетичного обладнання за кордоном містить небезпеку повної ліквідації вітчизняної енергомашинобудівної галузі. Розрахунки показують доцільність збільшення постачання газу електростанціям Європейської частини країни обсягом, що перевищує сьогоднішній на 15-20 %. В іншому випадку, швидше за все, доведеться збільшувати введення потужностей на АЕС. Важливим питанням є проблема викиду парникових газів (CO2) та участі у Кіотському протоколі. Ця проблема може знайти правильне рішення лише з урахуванням загальної політичної ситуації у світі.

Підвищена активність у цьому питанні за недоведеного в науковому плані зв'язку потепління клімату з викидами парникових газів (зауважимо, що для Росії клімат загалом змінюватиметься у сприятливий бік) та ігнорування Кіотського протоколу США, Китаєм та Індією - країнами, що дають найбільші викиди CO2, навряд чи Чи відповідає інтересам Росії. У Росії її системи централізованого теплопостачання (СЦТ) працюють понад 70 років. Максимальні темпи розвитку СЦТ в Росії припали на 50-80-ті роки ХХ століття, коли вони стали найбільшими життєзабезпеченими інженерними системами міст. У 2000 р. було зосереджено 63,2 з 131,4 ГВт електричної потужності ТЕС.

Загалом по країні від СЦТ надходило близько 4,1 з 8,7 млрд ГДж тепла, приблизно дві третини якого йшло на промислові потреби. Згідно з прогнозом, річна відпустка тепла від централізованих джерел (їх частка у спільній відпустці тепла перевищує 80 %) може зрости порівняно з 2000 р. в 1,5-1,8 раза: з 1425 млн Гкал у 2000 р. до 2050 Гкал 2030 р. Необхідно враховувати те, що в перспективі основним видом палива в СЦТ за умовами екології, як і зараз, залишатиметься природний газ, висока ефективність використання якого розглядається як одне з ключових завдань при виробництві електроенергії та тепла. Умови функціонування окремих різко відрізняються, і рішення щодо їх модернізації мають бути індивідуалізовані. При цьому акцент має бути зроблений на оптимізацію схем теплопостачання та режимів відпустки тепла з використанням усіх джерел (ТЕЦ, районних котелень, дрібних виробників тепла).

Теплові розподільчі мережі, що пов'язують із споживачами, створювалися багато десятиліть і в них вкладені величезні кошти. Економічно неможливо (і нераціонально) змінити в короткий термін структуру централізованого теплопостачання великого міського поселення, необхідно грамотно використовувати всі джерела теплопостачання. Для новостворених джерел теплопостачання акцент повинен бути зроблений на ГТУ-ТЕЦ помірної потужності (включаючи надбудови водогрійних котлів районних станцій теплопостачання, що діють, - РТС), причому з таким розрахунком, щоб, у першому наближенні, кількість тепла відпрацьованих газів ГТУ цілий рік покривало навантаження гарячого водопостачання, а опалювальне навантаження забезпечувалося за рахунок спалювання додаткового палива. Ці ГТУ-ТЕЦ мають бути максимально наближені до споживача.

Рекомендується широкомасштабне застосування систем опалення та гаряче водопостачання (ГВП) на базі теплових насосів, насамперед у великих містах, де досить багато джерел низькопотенційного тепла. Вище було розглянуто питання щодо генерації електроенергії. Не менш гострими є проблеми її передачі та розподілу. Єдина національна енергетична система (ЄНЕС) поєднує енергетику Росії, забезпечуючи паралельну роботу основних електростанцій та вузлів навантаження, здійснює зв'язок ЄЕС Росії з енергосистемами інших країн. В даний час ЄНЕС включає електричні мережі напругою 330-750 кВ і відповідно до затверджених критеріїв частина ліній електропередачі напругою 220 кВ.

По суті, ЄНЕС є основною системоутворюючою електричною мережею, тобто включає всі міжсистемні зв'язки і основні електричні лінії електропередачі. Сьогодні ЄНЕС забезпечує загалом досить високий рівень надійності енергопостачання споживачів та стійкість роботи. Однак при цьому існує ряд гострих проблем їхнього функціонування, пов'язаних як з їх технологічним станом, так і з новими формами функціонування мережі в ринкових умовах. До основних технологічних проблем можна віднести такі:

Великий обсяг морально та фізично застарілого обладнання ліній електропередачі та підстанцій.

Недостатня пропускна здатність міжсистемних і системоутворюючих електричних мереж, через які перетікання потужності близькі або досягають граничних значень, а ряд енергетичних потужностей (ОЕС Сибіру, ​​ОЕС Середньої Волги та Центру) залишаються невикористаними.

Слабка керованість електричної мережі та недостатній об'єм та якість пристроїв регулювання та реактивної потужності.

Прогресуюче відставання від розвинених країн за низкою технологій та технічного рівня певних типів мережного обладнання та систем управління, низький ступінь автоматизації мережевих об'єктів.

Застаріла нормативна база. При розробці «Бачення» розглянуто два сценарії розвитку основної електричної мережі ЄЕС Росії: перший - розвиток електропередач тільки на змінному струмі відповідно до шкал напруг 330-750 кВ (зона Північно-Заходу, частково Центру та Півдня) і 220-500- 1150 кВ (решта ЄЕС Росії); другий - використання передач постійного струму (ППТ) для видачі потужності віддалених генеруючих вузлів та для міжсистемних електричних зв'язків (МЕС) на рівні ЄЕС Росії.

Отримані структури основної електричної мережі кожного з варіантів представлені на рис. 3 і 4. Мережа 750 кВ повинна розвиватися в європейській частині ЄЕС Росії для посилення зв'язків між ОЕС Північно-Заходу та Центру, видачі потужності АЕС, що знаходяться у цій зоні. Мережі 500 кВ мають бути використані для приєднання ОЕС Сходу до ЄЕС Росії, посилення основної мережі в ОЕС Північного Кавказу, Центру, Поволжя, Уралу, Сибіру та Сходу, а також розвитку міжсистемних зв'язків між регіональними ОЕС, насамперед між ОЕС Північного Кавказу та Центру, ОЕС Центру, Поволжя та Уралу. Основні тенденції у розвитку поширених здебільшого енергосистем мереж 220 кВ полягають у посиленні їх розподільних функцій, скороченні довжини ділянок, підвищенні щільності електричних мереж з метою підвищення надійності електропостачання споживачів та видачі потужності невеликих та середніх електростанцій.

Основним напрямом у розвитку мережі 110 кВ буде подальше охоплення ними території Росії з метою підвищення надійності електропостачання споживачів. Застосування ліній електропередачі та вставок постійного струму може в перспективі розглядатися як засіб транспортування цим лініям великих потоків електроенергії на далекі відстані та створення керованих елементів в кільцевих мережах змінного струму, що спільно з широким використанням пристроїв FACTS істотно підвищить керованість ЄЕС Росії.

Для видачі потужності Туруханської необхідно ЛЕП постійного струму на захід в ОЕС Уралу і далі в ОЕС Центру, на південь в районі Красноярська і на південний схід до Усть-Ілімської ГЕС. Треба відновити зв'язок ОЕС Сибіру та ОЕС Уралу, що діяв до початку 90-х років, з ОЕС Північного Казахстану. Також має бути розглянуто питання про потужний зв'язок ОЕС Сибіру та ОЕС Уралу, що проходить територією Росії, у тому числі варіанти на постійному струмі. Це питання має розглядатися в контексті проблем збільшення частки вугілля в енергетиці та оптимізації варіантів використання вугілля Кузбасу з урахуванням транспортних можливостей.

В результаті основна електрична мережа в європейській частині ЄЕС Росії, включаючи Урал, буде розвиненою мережею 220(330)-500(750) кВ з приймальними підстанціями ЛЕП постійного струму від Туруханської ГЕС. Основна електрична мережа ОЕС Сибіру та Сходу буде розвиненою основною конфігурацією ЛЕП 220-500 кВ в основному в широтному напрямку з приймальними підстанціями ЛЕП постійного струму в районі Красноярська та УстьІлімської від Туруханської ГЕС.

Основні положення забезпечення надійності функціонування ЄЕС Росії зводяться до:

Адаптації завдання надійності до ринкових умов, введення в дію економічних механізмів управління надійністю та забезпечення пріоритету надійності перед ринковими зобов'язаннями при загрозі порушення або порушення електропостачання, здійсненню технічної експертизи всіх моделей ринку з перевіркою їх впливу на надійність енергопостачання;

Забезпеченню безпеки систем життєзабезпечення міст (мегаполісів) у разі порушення їх електропостачання, у тому числі шляхом саморезервування відповідальних споживачів;

Забезпеченню стійкості роботи електростанцій за її виділення з енергосистеми на місцеве навантаження, включаючи збереження власних потреб;

Забезпеченню здатності ЄЕС протистояти розрахунковим збуренням без порушення системної надійності та надійності електропостачання кінцевих споживачів;

Вироблення альтернативи принципу солідарної відповідальності за надійність у регіональному розрізі, що існував у дореформений період. Оцінки необхідних пропускних здібностей електричних зв'язків у ЄЕС наведено у табл. 2. Ключовим питанням реалізації будь-якої стратегії нарощування виробництва електроенергії є можливості енергомашинобудування. У «Баченні» визначено масштаби необхідного виробництва енергетичного обладнання за роками для виробництва 2 трлн кВтг електроенергії у 2030 р.

На заключному етапі знадобиться виробництво на рік:

Три реакторні блоки типу ВВЕР-1500;

До 8 ГВт парових турбін для ТЕС;

Приблизно 4,5 ГВт парових турбін для АЕС;

4,5-5 ГВт газових турбін;

Близько 1,3 ГВт гідротурбін;

Загальна кількість парових казанів на 20-22 тис. т пари на годину.

Ці цифри не враховують обсягів, необхідних для модернізації устаткування, що залишається в експлуатації. При капітальній модернізації та повному відновленні виробничих потужностей існуючих заводів енергетичного машинобудування є можливим забезпечення випуску та постачання обладнання по всій лінійці та в кількості, необхідної для вироблення 2 трлн кВт год електроенергії на рік.

При цьому є доцільним створення на базі одного-двох сучасних заводів авіадвигунів, що мають повнокровні конструкторські бюро та володіють сучасними технологіями газотурбобудування, об'єднань із виробництва сучасних газових турбін великої потужності для енергетики. Додатково на муніципальному рівні щорічно має вводитися 0,7-1,2 ГВт потужності у вигляді 15-30 МВт газотурбінних надбудов котелень (районних станцій теплопостачання). Виробництво електрогенераторів має досягти 13-15 ГВт на рік. Організація виробництва електротехнічної апаратури на польових транзисторах для забезпечення надійної, економічної та маневреної роботи електричних мереж, елементної бази сучасних АСУТП та низки інших позицій енергетичного та електротехнічного обладнання потребує спеціальних зусиль.

Для створення необхідного для вироблення в 2030 р. 2000 млрд кВт год електроенергії генеруючих потужностей та відповідних електричних мереж знадобляться значні інвестиції. Оцінка сумарних інвестицій дається у табл. 3. Розмір питомих капзатрат обрано з урахуванням існуючих світових цін та тенденцій їх змін з урахуванням вартості робочої сили в России. Потенційно існує кілька шляхів інвестування. У «Баченні» розглянуто три з них: за рахунок коштів приватного інвестора; за рахунок додаткової емісії акцій; за рахунок випереджальної інвестиційної складової тарифу через спеціальний інвестиційний фонд.

Найбільш витратним є перший шлях, оскільки банки вимагають високий відсоток на позиковий капітал (12%), а приватний інвестор вимагає прискореного повернення капіталу (за 10 років і менше). У результаті щорічна інвестиційна компонента витрат вартості виробітку електроенергії лежить у межах 18-27% від питомих капітальних витрат, що призводить (при числі годин використання максимуму встановленої потужності 6000) до «інвестиційної складової» вартості виробітку електроенергії в 4,2 цент/(кВт год ). Дещо менше (~3,4 цент/(кВт год)) «інвестиційна складова» вартості вироблення електроенергії у варіанті з додатковою емісією акцій, де у вартість виробництва електроенергії щорічно відраховується близько 13% питомих капзатрат.

Обидві вищезгадані цифри досить великі. Крім того, обидва варіанти таять у собі приховані небезпеки. Вартість вироблення електроенергії не може бути підвищена тільки для нововведених агрегатів або станцій, де вони встановлені. Приблизно до тієї ж відпускної ціни «підтягнуться» і старі станції з дуже низькою складовою амортизаційної складової витрат у вартості вироблення електроенергії. Тобто, в умовах існування чи загрози дефіциту потужності та безконтрольної лібералізації ринку електроенергії створюються об'єктивні умови для отримання надприбутку та необґрунтованого вилучення коштів у споживача.

Зауважимо, що до того ж, у варіанті з додатковою емісією акцій, через надзвичайно занижений статутний капітал і капіталізацію існуючих станцій особа, яка скупила додатковий пакет акцій, стає власником непропорційно великої частки загальної вартості станції і, відповідно, одержувачем непропорційно високої частки доходів. Найменш витратним є третій шлях, коли в тариф закладається лише відповідна щорічна частка необхідних інвестицій (у цьому випадку «інвестиційна складова» дорівнює ~1,6 цент/(кВт год)).

Держава повинна утворити із цієї складової спеціальний Інвестиційний фонд та здійснювати контроль за його витрачанням. Потрібно особливо наголосити, що за всіх обставин у реалізації стратегії визначальну (можна сказати, критичну) роль матиме відтворення кадрового потенціалу галузі. Без вживання екстраординарних заходів кваліфікований кадровий потенціал (науковий, конструкторський, монтажний, виробничий) буде повністю втрачено протягом 5 років. Для вирішення перелічених вище проблем необхідно розробити спеціальну мобілізаційну програму, реалізація якої має бути покладена на спеціальний державний орган, який має владу та фінансові можливості. Крім адміністративних та координуючих функцій, цей орган має оперативно вирішувати проблеми, у тому числі щодо фінансового забезпечення, передбачених програмою.

Держава повинна взяти на себе виконання таких функцій:

— гарантію збалансованого та самодостатнього розвитку електроенергетики країни, здатної як у короткостроковій, так і в довгостроковій перспективі задовольняти потреби суспільства в електричній та тепловій енергії;

— керівництво розробкою принципів і наукових засад функціонування енергетики, прогнозування її розвитку, визначенням базових кількісних показників, принципових підходів до формування енергобалансів;

— удосконалення нормативно-правового забезпечення енергетики, розроблення національних стандартів, що стосуються виробництва, постачання та споживання електроенергії та тепла в умовах ринкової економіки;

- Координацію роботи з оптимального розміщення генеруючих потужностей, оптимізації єдиної енергетичної системи Росії, забезпечення надійності її функціонування;

- Забезпечення екологічної політики.;

- забезпечення підготовки наукових та інженерних кадрів енергетики (включаючи атомну енергетику), енергомашинобудування, електротехнічної та суміжної галузей, робочих кадрів вищої кваліфікації в енергомашинобудуванні, монтажних та будівельних організаціях;

- забезпечення НДДКР, розвиток відповідних галузевих та академічних науково-дослідних інститутів, створення пілотних та дослідно-промислових установок та фінансування їх роботи;

— відновлення та піднесення вітчизняного енергомашинобудування; пайова (не менше 50%) участь у розробці нової техніки;

— законодавче, організаційне, наукове та частково фінансове забезпечення політики енергозбереження, яка є невід'ємною компонентою планів розвитку енергетики;

- Створення сприятливих умов для інвестицій в енергетику з урахуванням тривалого терміну окупності;

- Розробку та реалізацію цінової політики в енергетиці, спрямованої на вдосконалення структури паливного балансу та тарифів на реалізовану продукцію. Контроль величини та витрачання інвестиційної компоненти тарифів;

- Забезпечення безпеки атомної енергетики. У листопаді 2000 р. Урядом РФ було схвалено Енергетична стратегія Росії на період до 2020 р., її уточнена редакція була затверджена Урядом РФ 22 травня 2003 р.

Загальні (макроекономічні) показники Стратегії виконуються з перевищенням найвищого із чотирьох розглянутих у ній сценаріїв розвитку. Це стосується зростання ВВП та обсягу промислового виробництва (у грошах), зниження показників енергоємності ВВП та деяких інших індексів.

Разом з тим, всі вищезгадані позитивні зрушення мають своїм основним джерелом одне - несподіване для всіх гігантське зростання цін на нафту, що експортується (насамперед) і газ і помітне збільшення фізичного обсягу експорту енергоресурсів проти передбаченого Стратегією, а структурні зрушення в економіці, що виражаються в зміні співвідношення частки ВВП, виробленої у сфері послуг і у виробничій сфері, на користь першої, поряд із закриттям нерентабельних виробництв обумовлені стагнацією виробничої сфери, що продовжується, за винятком паливодобувних галузей і металургії. У результаті, зростання макроекономічних показників поєднується з повільним відновленням машинобудування, наростаючим відставанням приладобудування та в цілому наукомістких, інноваційних виробництв, не підкріплюється введенням нових потужностей та масштабною реконструкцією діючих виробництв, розвідкою та розробкою нових родовищ, супроводжується повною зневагою. Все вищесказане повною мірою відноситься до енергетики та забезпечує її енергомашинобудування та науки.

Запізнілі зусилля з екстреного введення нових генеруючих потужностей та мереж у всіх своїх ключових елементах (газові турбіни, сучасні котли з ЦКС, леговані сталі для котлів, автоматика, напівпровідникові прилади для мереж, багато позицій допоміжного обладнання) спираються на масштабні закупівлі закордонного обладнання, перетворення підприємств у «викруткові» виробництва, передбачають витрачання з цією метою в 1,5-2 рази завищені інвестиції. Даний специфічний стан - пристойні макроскопічні показники за фактичної розрухи - зажадали нового розгляду стану енергетики, її перспектив. Представлене «Бачення» враховує позитивні сторони Енергетичної стратегії, багато хто загальні положенняякої й конкретні цифри добре корелюють із «Баченням». Разом з тим ці два документи розходяться в основному в шляхах вирішення проблеми.

Якщо Енергетична стратегія бачить ці шляхи у «формуванні цивілізованого енергетичного ринку та недискримінованих економічних взаємин його суб'єктів між собою та державою, при тому, що держава, обмежуючи свої функції як суб'єкта господарювання, посилює свою роль у формуванні інфраструктури як регулятора ринкових відносин», то « Бачення» вважає, що сьогодні роль держави у реалізації завдань енергетики має бути визначальною і не обмежується створенням сприятливого клімату.

Вступ

Реформування електроенергетичної галузі Росії, свідками якого наші сучасники, обумовлено досить серйозними передумовами. Важливо відзначити, що ще у 80-х роках минулого століття в електроенергетиці країни почали виявлятися ознаки стагнації: виробничі потужності оновлювалися помітно повільніше, ніж зростало споживання електроенергії. Пізніше, в 90-ті роки в період загальноекономічної кризи в Росії обсяг споживання електроенергії суттєво зменшився, водночас процес оновлення потужностей практично зупинився.

На початок останньої чверті 90-х років минулого століття загальна ситуація в галузі характеризувалася такими фактами:

1. За технологічними показниками (питома витрата палива, середній коефіцієнт корисної дії обладнання, робоча потужність станцій та ін) російські енергокомпанії відставали від своїх аналогів у розвинених країнах.
2. Відсутні стимули до підвищення ефективності, раціонального планування режимів виробництва та споживання електроенергії, енергозбереження.
3. В окремих регіонах відбувалися перебої енергопостачання, спостерігалася енергетична криза, існувала висока ймовірність великих аварій.
4. Відсутня платіжна дисципліна, були поширені неплатежі.
5. Підприємства галузі були інформаційно та фінансово непрозорими.
6. Доступ на ринок було закрито для нових, незалежних гравців.

Все це викликало необхідність перетворень в електроенергетиці, які б створили стимули для підвищення ефективності енергокомпаній і дозволили суттєво збільшити обсяг інвестицій у галузі. Інакше, за подальшого розширення зовнішньоекономічного співробітництва, російські підприємства програли б економічне змагання як на зарубіжних ринках, а й у ринку країни.

З призначенням на посаду голови правління РАТ «ЄЕС Росії» А.Чубайса в 1998 р. був продекларований курс на ринкові зміни в галузі, були проголошені цілі та завдання реформи в електроенергетиці. Основна мета реформування електроенергетики Росії - підвищення ефективності підприємств галузі, створення умов для її розвитку на основі стимулювання інвестицій, забезпечення надійного та безперебійного енергопостачання споживачів. У зв'язку з цим в електроенергетиці Росії відбуваються радикальні зміни: змінюється система державного регулювання галузі, формується конкурентний ринок електроенергії створюються нові компанії.

У ході реформи змінюється структура галузі: здійснюється поділ природномонопольних функцій (передача електроенергії по магістральних ЛЕП, розподіл електроенергії по низьковольтних ЛЕП та оперативно-диспетчерське управління) та потенційно конкурентних (виробництво та збут електроенергії, ремонт та сервіс), і замість колишніх вертикально-інтегрованих компаній ( їх прийнято називати «АТ-енерго»), що виконували всі ці функції, створюються структури, що спеціалізуються на окремих видах діяльності.

Передбачається, що генеруючі, збутові та ремонтні компанії в перспективі стануть переважно приватними і конкуруватимуть одна з одною. У природничо-монопольних сферах, навпаки, відбувається посилення державного контролю. Отже, створюються умови у розвиток конкурентного ринку електроенергії, ціни якого регулюються державою, а формуються з урахуванням попиту й пропозиції, яке учасники конкурують, знижуючи свої витрати.

Формовані під час реформи компанії є підприємства, спеціалізовані на певних видах діяльності (генерація, передача електроенергії та інші) і контролюючі відповідні профільні активи. За масштабом профільної діяльності створювані компанії перевершують колишні монополії регіонального рівня: нові компанії об'єднують профільні підприємства кількох регіонів, або є загальноросійськими.

Так, магістральні мережі переходять під контроль Федеральної мережевої компанії, розподільні мережі передбачається інтегрувати в міжрегіональні розподільчі мережеві компанії (МРСК), функції та активи регіональних диспетчерських управлінь передаються загальноросійському Системному оператору. Активи генерації також об'єднуються в міжрегіональні компанії, причому двох видів: ринку (оптові генеруючі компанії - ОГК) та територіальні генеруючі компанії (ТГК). ОГК об'єднують електростанції, спеціалізовані з виробництва майже виключно електричної енергії. У ТГК входять головним чином теплоелектроцентралі (ТЕЦ), які виробляють як електричну, і теплову енергію. Шість із семи ОГК формуються на базі теплових електростанцій, а одна («Гідро-ОГК») - на основі гідрогенеруючих активів країни. Теплові ОГК побудовані за екстериторіальним принципом, тоді як ТГК об'єднують станції сусідніх регіонів.

Таким чином, в основі прийнятого варіанта реформування лежить принцип «горизонтального» поділу електроенергетики, при якому на місці «класичних» вертикально-інтегрованих компаній – АТ-енерго – утворюються генеруючі, збутові, мережеві, сервісні та ін компанії. При цьому на початковій стадії авторами реформи розглядався і альтернативний варіант «вертикального» поділу електроенергетики, що передбачає створення близько восьми великих вертикально-інтегрованих компаній. Однак, цей варіант так і залишився на папері.

Безперечним залишається той факт, що результати реформи для країни, її економічні та соціальні наслідки ще не настали, про них можна говорити ймовірно. Це зумовлено тим, що в електроенергетиці поки що зберігаються механізми державного регулювання та РАТ «ЄЕС Росії» як координатор та гарант проведення реформ проіснує ще до середини 2008 р. Водночас низка бізнесменів, дослідників та професійних енергетиків, наприклад, А.Браніс, М .Гельман, В.Кудрявий та ін., у різний час критично оцінювали ідеологію реформи, звертали увагу держави, акціонерів та громадськості на негативні корпоративні, економічні та соціальні наслідки. І справді, проблеми енергопостачання, що виникли у 2003 р. у США – у державі, де багато років функціонує ринок електроенергії та де сильна роль державних регуляторів, є сигналом, що електроенергетика – це складний механізм, і ринок – це не загальна панацея.

У зв'язку з викладеним вище розглядати ключові аспекти реформи електроенергетики в нашій країні є доцільним у розрізі прогнозів та висновків як авторів реформи, так і її опонентів.

Розділ 1. Сучасні системи електроенергетики

1.1. Світові тенденції в електроенергетиці

В останні роки в електроенергетиці Росії відбуваються радикальні перетворення: формується нова нормативно-правова база та система регулювання, змінюється структура галузі, поступово формується конкурентний ринок електроенергії. Тим самим Росія стає на шлях більшості розвинених держав, які проводять нині чи вже провели реформи в електроенергетиці, прагнучи пристосувати її до умов сучасної економіки.

Необхідність змін у електроенергетиці стала очевидною наприкінці минулого століття. До 1990-х років. у більшості країн світу ця галузь належала до природних монополій. Вертикально-інтегровані компанії (що поєднують виробництво, передачу та збут електроенергії) мали узаконену монополію у національних масштабах чи масштабах окремих регіонів. Тарифи з їхньої послуги зазвичай встановлювалися чи обмежувалися державою. Така система довгий час цілком задовільно забезпечувала потреби економіки. Однак в умовах значного подорожчання вуглеводневого палива (з 1970-х рр.) та випереджального зростання споживання електроенергії колишні монополії виявилися недостатньо ефективними. Вони часто не встигали реагувати на зміну попиту, їм надто дорого обходилося підтримання існуючих потужностей та введення нових. При цьому будь-які додаткові витрати таких компаній включалися до їх тарифів і автоматично лягали на споживачів. Становище ускладнювалося тим, що в багатьох країнах було посилено екологічне законодавство, що вимагало прискореної модернізації енергетичних потужностей – чи не найголовніших забруднювачів довкілля.

Лібералізації електроенергетики сприяли різні процеси, у тому числі, що відбуваються поза цією галуззю:

1. Розвиток газотурбінних технологій, поряд із збільшенням обсягу видобутку природного газу та зняттям у деяких країнах обмежень на його використання для виробництва електрики, призвело до поширення високоефективних та відносно недорогих технологій генерації.
2. Збільшені вимоги до енергоефективності та «екологічної чистоти» виробництва підштовхували до модернізації енергетичних потужностей та розвитку мереж.
3. Розвиток мереж, і насамперед міжсистемних зв'язків (магістральних ліній високої напруги між раніше замкнутими енергосистемами), а також інформаційних технологій, засобів обліку та контролю, сприяло збільшенню та ускладненню енергопотоків, створювало нові можливості для конкуренції між оптовими постачальниками енергії.
4. Все більша економічна та політична інтеграція регіонів і сусідніх країн (зокрема, держав Євросоюзу, Північної Америки) також сприяла розвитку оптових ринків електроенергії.

Внаслідок цього деякі держави почали переглядати своє ставлення до природної монополії в електроенергетиці, стали допускати в цій галузі елементи конкуренції. Це досягалося або поділом монополій, з виділенням їх конкуруючих компаній, або допуском у галузь нових учасників - незалежних виробників електроенергії, або й тим і іншим. Нова структура галузі вимагала нових правил гри. Щоб незалежний виробник був справді незалежним і мав можливість продавати свою електроенергію, йому необхідний доступ до інфраструктури транспортування електроенергії, можливість самостійно встановлювати ціни. Необхідні при цьому норми було передбачено у законодавстві низки держав. У результаті деяких країнах з'явився вільний ринок електроенергії, ціни на якому встановлювалися на основі попиту та пропозиції. Вперше конкурентний ринок запрацював у 1990 р. в Англії та Уельсі, а режим необмеженої конкуренції на оптовому ринку електроенергії вперше в історії було введено у 1991 р. у Норвегії.

При всій різниці моделей галузі та шляхів її реформування в Європі, США та ряді інших регіонів світу здійснюються схожі кроки з лібералізації електроенергетики: розмежування природно монопольних (передача електроенергії, оперативно-диспетчерське управління) та потенційно конкурентних (генерація, збут) видів діяльності, демонополізація галузі з паралельним розвитком антимонопольного регулювання; запровадження для незалежних постачальників електроенергії недискримінаційного доступу до інфраструктури; лібералізація ринків електроенергії. Тим не менш, держав, які повністю відкрили ринок для конкуренції, не так багато, до них відносяться Швеція, Норвегія, Фінляндія, Великобританія, Нова Зеландія та низка інших. Таких же стандартів прагне Європейський Союз загалом, законодавство якого вимагає повного відкриття до 1 липня 2007 р. національних ринків електроенергії більшості країн-членів цієї організації. Розвиток конкурентних оптових ринків по всій території країни також одна із пріоритетів енергетичної стратегії США. У низці регіонів цієї країни вже діє конкурентний оптовий ринок електроенергії, у багатьох штатах здійснюється лібералізація роздрібної торгівлі електроенергією.

Таким чином, більшою чи меншою мірою, перетворення в електроенергетиці стали світовою тенденцією, що торкнулася більшості розвинених і ряд країн світу, що розвиваються. Лібералізація галузі та її технологічний розвиток призводять до якісного розширення ринків: у Європі та Північній Америці вони вже переступили межі окремих енергосистем і навіть національні кордони та набувають міжрегіонального та міжнародного масштабу. У зв'язку з цим перетворення, що відбуваються в російській електроенергетиці, безсумнівно, вкладаються в загальносвітову тенденцію.

1.2. Єдина енергетична система Росії та її криза

Єдина енергетична система (ЄЕС) Росії є однією з найстаріших в Європі, вона спочатку створювалася як спільне джерело електропостачання для значної частини регіонів Радянського Союзу. у міру зміни в них дня та ночі. Така можливість була реалізована завдяки створенню ЄЕС. Дослідники зазначають, що 1956 р., в якому було введено в експлуатацію велику гідроелектростанцію - Куйбишевську ГЕС, прийнято вважати роком початку функціонування ЄЕС у Радянському Союзі.

ЄЕС є своєрідною системою енергетичних басейнів двох рівнів. Перший рівень - загальноросійський - утворюють шість великих сполучених між собою басейнів, розміщених у європейській частині країни, Сибіру та Забайкаллі, тобто, в межах шести часових поясів. Іменуються ці басейни «об'єднані енергосистеми», які сьогодні поки що є підрозділами РАТ «ЄЕС Росії». Наповнюються вони електроенергією розташованих всередині них великих електростанцій, що працюють у паралельному режимі, тобто, як єдиний генератор. Кожен із цих басейнів розміщений приблизно в межах того чи іншого федерального округу і живить електроенергією групу дрібніших регіональних басейнів, які є відповідними регіональними енергосистемами. У більшості з них також є свої паралельні електростанції, але менш потужні, ніж у великих басейнах, - в основному це теплоелектроцентралі (ТЕЦ), що виробляють одночасно тепло і електроенергію. Причому лише кілька регіональних басейнів можуть власними джерелами повністю забезпечувати своїх споживачів, інші ж тією чи іншою мірою підживлюються з відповідних великих басейнів.

В основу побудови ЄЕС було закладено принципи, що забезпечують високу надійність електропостачання всіх споживачів за максимально можливого зниження його загальносистемної собівартості. Надійність досягалася басейновим принципом та паралельною роботою всіх електростанцій. Завдяки перетіканню електроенергії всередині басейнів і між ними одночасно створювався і загальний резерв потужностей. Тому вихід із ладу будь-якої станції, як правило, не призводив до відключення споживачів.

Мінімізації собівартості електроенергії досягалася комплексним зниженням усіх витрат у системі:

1. Цьому сприяв сам принцип сполучених басейнів, завдяки якому одні й самі електростанції по черзі постачають електроенергією регіони, розташовані у різних часових поясах - вона перетікає між басейнами у міру зміни в них навантаження. При цьому вибирався такий економічно ефективний режим завантаженості кожної станції, коли питома витрата палива мінімальна. Крім того, загальний басейн дозволяє в ньому знизити максимум необхідної потужності, оскільки пікові навантаження окремих споживачів, У випадку, не збігаються у часі і усереднюються. Тим самим вдалося заощадити приблизно 20 млн. кВт генеруючих потужностей, які знадобилися додатково при самозабезпеченні регіонів, включаючи резервні потужності.
2. Вартість електроенергії мінімізується за рахунок зменшення дальності її перетікань - в основному вони організовані між парами сусідніх басейнів, що сполучаються, тобто, за принципом роботи шлюзів. Тому знизилися витрати на будівництво дальніх ліній електропередачі (ЛЕП), а також втрати електроенергії, що зростають із збільшенням довжини ЛЕП та дальності передачі. Цьому сприяло розміщення багатьох станцій поблизу великих споживачів. Таким чином, в ЄЕС на відстань понад 800-1000 км економічно доцільно передавати не більше 3-4% всієї потужності її електростанцій.
3. Вартість електроенергії в басейнах знижувалася завдяки першочерговому використанню станцій з найдешевшою електроенергією та встановленню середньозважених тарифів при змішуванні енергії різної собівартості. У радянські часи було два постійні середньозважені тарифи - 2 копійки за 1 кВт.год для промисловості та 4 копійки - для населення та комунальної сфери.

ЄЕС, що охоплювала значну частину території Радянського Союзу, справді була загальною системою енергопостачання. При цьому єдині середньозважені тарифи виключали, зокрема, преференції або отримання ренти для будь-кого зі споживачів, обумовлені ближчим розміщенням до джерела найдешевшої електроенергії, що не було заслугою або результатом дій цих споживачів. А більш високий тариф для населення та комунального господарства пояснювався великою кількістю «переділів» напруги – кінцевою є 220 В – та необхідністю утримувати додатково квисоковольтним мережам, до яких приєднані промислове підприємство, ще й розподільні мережі низької напруги .

Усі перелічені вище принципи та переваги ЄЕС були реалізовані завдяки тому, що її організаційна структура господарювання та управління повністю відповідала технологічній «басейновій» структурі. Технологічна та організаційна єдність дозволяла в рамках єдиного господарюючого суб'єкта централізовано керувати електростанціями та перетіканнями електроенергії «згори донизу», керуючись описаними вище загальносистемними критеріями надійності та правилами мінімізації собівартості електроенергопостачання споживачів.

Технологічне управління ЄЕС здійснювала єдина диспетчерська служба, Центральне диспетчерське управління (ЦДУ), яке безперервно вирішувало завдання оптимізації передачі та розподілу електроенергії, спрямованої на підтримку мінімальними витратами в системі. Для цього ЦДУ регулювало перетікання між сполученими басейнами і керувало станціями, що їх наповнювали. Перетіканнями всередині «великих» басейнів керували їхні диспетчерські служби – об'єднані диспетчерські управління, а всередині регіональних систем діяли свої відповідні диспетчерські управління.

Технологічна та організаційна цілісність у поєднанні з єдністю управління ЄЕС «згори донизу» були зумовлені не лише необхідністю досягнення максимальної надійності та економічної ефективності електроенергопостачання споживачів, що, втім, трактується сьогодні деякими дослідниками та авторами прийнятої концепції реформи електроенергетики, як пережиток соціалізму, а й фізичної сутністю електроенергії. Справа в тому, що електроенергія - віртуальний товар, який не можна складувати, вона передається по проводах зі швидкістю світла і має негайно споживатись у міру її виробництва. Таким чином, виробництво, передача, розподіл та споживання електроенергії як процес фізично єдиний, неподільний і швидкопротікаючий вимагає технологічної та організаційної єдності в рамках цілісної енергосистеми.

Дослідники зазначають, що багато переваг ЄЕС після акціонування та приватизації електроенергетики у 1992-1993 роках. залишилися у минулому, коли було зруйновано організаційну єдність системи. Замість єдиного, хоч і недостатньо ефективного, господарюючого суб'єкта в особі Міністерства енергетики було створено холдинг РАТ «ЄЕС Росії», що включає понад 80 дочірніх регіональних вертикально-інтегрованих компаній – АТ-енерго. Як зазначає М.Гельман: «При цьому над входами до сполучених басейнів прибили вивіски з назвою «Федеральний оптовий ринок електроенергії та потужності» (ФОРЕМ), прикріпивши до нього як постачальників великі електростанції – теплові та гідравлічні (ТЕС та ГЕС), які також стали дочірніми акціонерними товариствами РАТ « ЄЕС». Але ринок не виник. І зрозуміло чому – природна монополія під нього не пристосована у принципі. А колись економічно та технічно благополучні великі електростанції, зокрема теплові, що працюють на ФОРЕМ, занепали» .

Причини того, що сталося, криються у відході від колишніх системних принципів та критеріїв електропостачання споживачів та заміні їх комерційними інтересами безлічі дрібних регіональних енергосистем - АТ-енерго. АТ-енерго стало вигідніше використовувати насамперед власні станції, розташовані усередині відповідних регіональних басейнів. Ці станції менш потужні, ніж на ФОРЕМ, і виробляють дорожчу електроенергію, від продажу якої отримують у абсолютному обчисленні більше виручки та прибутку. Тому управління виробництвом електроенергії та її перетіканням відбувалося тепер без превалювання загальносистемних інтересів та економічної оптимізації. У Радянському Союзі регіональні (місцеві) станції, до яких в основному належали ТЕЦ, експлуатувалися здебільшого лише в холодну пору року, коли була потрібна теплова енергія, а попит на електроенергію зростав. У наші дні такі ТЕЦ у багатьох населених пунктах нерідко працюють і влітку, обігріваючи незатребуваним теплом навколишнє середовище, на що даремно витрачається чимало палива, а витрати, що виникають, оплачує споживач. Як наслідок цього, відбір електроенергії з ФОРЕМ, за такої оптимізації регіональними енергосистемами власного прибутку, різко знизився. Середнє річне завантаження найбільших теплових станцій на ФОРЕМ сумарною потужністю 51,8 ГВт, які працювали на початку 90-х рр.. практично на повну потужність, в третій чверті 90-х рр. трохи перевищувала половину їх можливостей, хоча їх потужність становить майже чверть від усіх генеруючих потужностей. Половинчасте завантаження великих ТЕС викликало збільшення питомих витрат за виробництво електроенергії, що різко погіршило їхнє економічне становище, що спричинило погіршення технічного стану цих станцій.

Слід зазначити, що «містечкова» оптимізація ефективності заохочувалась регіональними адміністраціями, які контролюють регіональні енергетичні комісії, яким надано право самостійно регулювати тарифи на місцях. Існує очевидна залежність: що більше виручка та прибуток АТ-енерго, які зростають при реалізації власної, дорожчою, ніж на ФОРЕМ, електроенергії, то більша сума податків у абсолютному обчисленні надходить до бюджетів усіх рівнів.

Отже, результатомнедальновидного, з економічних критеріїв, акціонування електроенергетики в 1992-1993 гг. і відмови при цьому від колишніх принципів оптимального регулювання ЄЕС, з'явився початок у російській електроенергетиці кризових процесів та явищ, що значною мірою погіршилося тотальною кризою неплатежів, що скували вітчизняну економіку в 1995-98 рр. До основних негативних моментів можна віднести такі: низька ефективність та висока енергоємність виробництва; відсутність стимулів до підвищення ефективності виробництва; перебої енергопостачання та аварії, що почастішали; низька інвестиційна привабливість та непрозорість бізнесу; відставання темпів введення нових потужностей від темпів зростання електроспоживання та ін. Виходячи з викладеного вище, доцільність проведення виважених реформ в електроенергетиці до початку 1998 р. була, на думку багатьох дослідників, непорушним фактом.

Глава 2. Реформа електроенергетики: цілі та завдання

2.1. Офіційна концепція реформи

Менеджментом РАТ «ЄЕС Росії» разом із Урядом РФ протягом 1998-2003 гг. була підготовлена ​​концептуальна та законодавча база для реформування компанії. Спеціально створена для цих цілей Концепція Стратегії ВАТ РАТ "ЄЕС Росії" на 2003-2008 рр. "5+5"передбачає, що у процес реформування компаній, які входять у холдинг РАТ «ЄЕС Росії» знадобиться 3 роки, і до 2006 р. з РАТ «ЄЕС Росії» буде виділено всі основні суб'єкти галузі. Після цього потрібно ще 2 роки на їхнє доформування та завершення корпоративних процедур. Внаслідок цього через 5 років (у 2008 р.) буде сформовано цільову структуру галузі.

Основними цілями реформування електроенергетичної галузі є:

1. підвищення ефективності підприємств електроенергетики;
2. Створення умов розвитку галузі з урахуванням приватних інвестицій.

При цьому основними завданнями реформи є:

1. Поділ галузі на природно-монопольні (в основному, передача та розподілення електроенергії, диспетчеризація) та конкурентні (виробництво електроенергії, збут) види діяльності;
2. створення системи ефективних ринкових відносин у конкурентних видах діяльності;
3. Забезпечення недискримінаційного доступу до послуг природних монополій;
4. Ефективне і справедливе регулювання природних монополій, що створює стимули до зниження витрат і забезпечує інвестиційну привабливість природних монополій.

1. Забезпечення надійного та безперебійного енергопостачання сумлінних споживачів електро- та теплоенергії у коротко- та довгостроковій перспективі.
2. Забезпечення балансу між виконанням інтересів власників компанії, держави та інших заінтересованих суб'єктів, включаючи споживачів продукції та послуг, що виробляються у галузі та співробітників компанії.

Реалізація реформування електроенергетики було б неможливе без формування відповідної правової основи. У зв'язку з цим Урядом Російської Федерації був розроблений і внесений до Державної Думи пакет законопроектів, що регламентує реформування електроенергетичної галузі та РАТ "ЄЕС Росії", що задає основні контури та принципи функціонування електроенергетики в майбутньому в умовах конкуренції та обмеженого державного втручання у господарські відносини. Так було прийнято закон «Про електроенергетику», а також закони, що вносять зміни та доповнення до вже існуючих законів: «Про державне регулювання тарифів на електричну та теплову енергію в Російській Федерації», «Про природні монополії», «Про енергозбереження». Також було внесено зміни до Цивільного кодексу.

Територіальні компанії, що генерують (ТГК) - це компанії, створені на базі генеруючих активів АТ-енерго (за винятком станцій, що увійшли до ОГК), укрупнені за регіональною ознакою. Всі чотирнадцять ТГК, на відміну від ОГК, мають різну встановлену потужність, яка варіюється від 1 до 11 ГВт. Ряд ТГК, крім генеруючих станцій, також включатиме активи теплових мереж і котелень. Крім того, можлива інтеграція із муніципальними підприємствами у сфері теплопостачання. ТГК також можуть згодом мати у своєму складі збутові підрозділи, які утворюються у порядку диверсифікації бізнесу з метою фінансового хеджування при коливаннях цін на ринку електро- та теплоенергії.

3. Збутові підприємства.

В результаті реорганізації АТ-енерго створено збутові компанії, які, як передбачається, виконуватимуть функції постачальників, що гарантують. У разі неприсвоєння даним компаніям статусу постачальника, що гарантує, вони будуть займатися конкурентною збутовою діяльністю. Конкурентні збутові компанії також створюватимуться незалежними організаціями і здійснюватимуть діяльність з продажу електроенергії кінцевим споживачам.

Цільова структура електроенергетичної галузі у сфері сервісних видів діяльності, науки та проектування сформована ще до 2005 року, за допомогою продажу пакетів акцій відповідних підприємств, які раніше входили до холдингу РАТ «ЄЕС Росії». У цільовій структурі функціонуватимуть ринок послуг, учасниками якого будуть незалежні ремонтні та сервісні компанії, що діють також в інших галузях (у тому числі металургії, машинобудуванні, нафтовій та газовій промисловості). Реформування науково-проектного комплексу (НПК) було спрямоване створення комплексних компаній, здійснюють інжинірингову діяльність для генеруючих, мережевих та інших компаній електроенергетики, і навіть інших галузей (комунальне господарство, велика промисловість), нині також завершено.

Ринок електроенергії. Автори реформи зазначають, що необхідність приймати як обмеження на ринку специфіку розподілу електроенергії в енергетичній системі, а також досить сильний взаємозв'язок між різними територіями Росії, необхідність та ефективність централізованого ведення режимів зумовлюють формування єдиного, централізованого оптового ринку електроенергії на Європейській території Росії, Уралі та в Сибіру (за винятком ізольованих енергосистем, що знаходяться на цих територіях). Оптовий ринок заснований на комерційних, вільних та конкурентних відносинах з купівлі-продажу між продавцями та покупцями електроенергії. Через цей ринок торгуються всі обсяги електроенергії, вироблені на вказаних територіях.

Ринок торгівлі електроенергією складається з трьох, розділених за часом, але пов'язаних із формування остаточних (фактичних) обсягів виробництва та споживання електроенергії, секторів:

1. сектор довго- та середньострокових двосторонніх фінансових договорів,
2. ринок на добу вперед,
3. балансуючий ринок.

У процесі купівлі-продажу електроенергії усім зазначених секторах оптового ринку електроенергії враховуються як комерційні переваги учасників, а й їх здійсненність під час ведення режимів, і навіть залежні від режимів втрати електроенергії під час її передачі. Це дає найбільш точне визначення цінності електроенергії у кожній точці виробництва та споживання електроенергії.

Крім зазначених трьох секторів оптового ринку, у разі потреби додаткового стимулювання інвестиційного процесу у генеруючому секторі галузі, а також згладжування цінових коливань може вводитися ринок потужності (або плата за потужність), що забезпечує додаткові стабільні середньострокові доходи виробникам електроенергії.

Основними інфраструктурними організаціями, що забезпечують функціонування оптового ринку, є:

1. Адміністратор торгової системи (АТС) - у частині організації централізованого майданчика з купівлі-продажу електроенергії та забезпечення її функціонування;
2. Системний оператор - у частині оперативно-диспетчерського управління;
3. Мережеві компанії - у частині передачі електроенергії та вжиття заходів щодо зниження втрат електроенергії, що досягається вимогою оплати наднормативних втрат електроенергії за рахунок цих компаній.

Всі постачальники електроенергії повинні брати участь у ринку і надавати всю робочу потужність генеруючих агрегатів, що належать їм. Покупцями електроенергії на оптовому ринку є будь-які кінцеві споживачі та енергозбутові компанії, які відповідають вимогам щодо мінімального обсягу купівлі електроенергії, а також постачальники, що гарантують.

Конкурентний роздрібний ринок електроенергії повинен мати такі основні риси:

1. Нерегульовані ціни, що вільно встановлюються. У зв'язку з тим, що енергозбутові компанії та Гарантуючий постачальник купуватимуть електроенергію на оптовому ринку, ціна на якому коливається незалежно від їхньої індивідуальної поведінки, фіксація роздрібної ціни може призвести до руйнування енергозбутових компаній та Гарантуючого постачальника у разі, коли ціна оптового ринку стане вищою. фіксованого роздрібного.
2. Право вибору кінцевими споживачами будь-якої збутової компанії, у якої він купуватиме електроенергію за вільними, нерегульованими цінами. Конкурентний ринок повинен містити механізми хеджування ризику для споживача з припинення енергопостачання через втрату енергозбутової компанії з різних причин, а також хеджування ринкового ризику з нерегульованою діяльністю енергозбутових компаній. Одним з найважливіших інструментів зазначеного хеджування є створення спеціального інституту постачальника, що Гарантує, про який згадувалося вище в цьому рефераті. Основною умовою, необхідною для ефективного функціонування конкурентних оптового та роздрібного ринків, є демонополізація виробництва та збуту електроенергії. Конкуренція можлива лише між суб'єктами, які не належать (не афілійовані) одному власнику. Якщо власником є ​​держава, необхідно, щоб управління їх діяльністю не було централізоване.

Таким чином, як вважають автори реформи, в 2008 р. електроенергетика Росії матиме нову цільову структуру, учасники якої функціонуватимуть в умовах конкурентних оптового та роздрібного ринку електроенергії. Також передбачається, що з 01 липня 2008 р. холдинг РАТ "ЄЕС Росії" припинить своє існування.

2.3. Оцінка проведеної реформи електроенергетики

Як було зазначено вище, в результаті проведеної реформи будуть створені самостійні компанії, окремо з виробництва електроенергії та її передачі: оптові генеруючі компанії, федеральна та регіональні мережеві компанії, федеральний системний оператор, а також регіональні (територіальні) генеруючі компанії, куди увійдуть регіональні ТЕЦ та дрібні станції.

З зниження цін ринку електроенергії. Автори реформи вважають, що великі електростанції, об'єднані по групах у сім оптових компаній, що генерують, стануть конкурувати між собою, і тоді виникне ринок електроенергії з вільним ціноутворенням, і ціни почнуть знижуватися. Тим часом, дослідники вважають, що насправді конкуренція не виникне в принципі, а ціни на електроенергію в результаті реформ підвищаться, в тому числі завдяки змові продавців. Так, наприклад, навіть за нинішнього державного регулювання тарифів та монопольного продажу електроенергії на місцях приріст індексу цін на неї за офіційними даними Росстату за 2000-2005 р. в 1,2 рази випередив приріст індексу цін на промислову продукцію, в 1,4 рази - на продукцію обробних виробництв. Отже, можна припустити, що у вільному ринку, крім низького платоспроможного попиту, ніяких бар'єрів зростання цін не виявиться.

Конкуренція над ринком електроенергії. Як зазначалося, оптові генеруючі компанії організовані за екстериторіальним принципом, тобто електростанції з однієї й тієї ж ОГК перебувають у різних точках країни - це видно на «Карті розташування станцій ОГК» . Подібна конструкція народилася не тільки для задоволення критеріїв щодо вирівнювання стартових умов господарювання компаній, але й для формального виконання умов антимонопольного законодавства, яке обмежує домінування суб'єкта на ринку сектором не більше 35% всього обороту цієї продукції. Розмістивши таким чином у кожному регіоні станції кількох компаній, автори реформи вважають за можливе перейти до вільних ринкових відносин зі споживачами. Нагадаємо, що існуючими магістральними лініями електропередачі на відстань понад 800-1000 км без значних втрат можна передавати не більше 3-4% всієї електричної потужності ЄЕС. У зв'язку з цим об'єднувати в рамках однієї ОГК станції, рознесені одна від одної на відстані в кілька тисяч кілометрів безглуздо з точки зору ведення загального господарства компанії. продукції. Проте зміст надлишкових виробничих потужностей пов'язані з чималими витратами, покриватися які у основному з допомогою їх власника, а чи не покупця, оскільки збуту надлишкового товару доведеться знижувати його ціну. Тому у сфері великого товарного виробництва конкуренція або неминуче завершується чиєюсь поразкою та встановлюється монополія переможця, або продавці-конкуренти домовляються про єдині ціни. У разі поразки конкурента його підприємство або приєднується до переможця або зникає. І, як правило, новий конкурент на цьому місці не виникає. По-перше, робити це часто не дозволяють самі результати «натурного моделювання», результатом яких стає захоплення ринку переможцем. По-друге, сучасне велике товарне виробництво - бізнес дуже ризикований, він вимагає величезних капітальних витрат, що окупаються за тривалий термін, а отже, концентрації капіталу. Тому конкуренція у цій сфері спостерігається переважно між транснаціональними корпораціями, а монополізація відповідних сегментів внутрішніх ринків стає об'єктивно неминучою. Наочним прикладом є природні монополії. Для того, щоб вони за відсутності конкурентів задовольняли вимогам споживачів, вплив відсутніх конкурентів імітується регулювання цін на їх продукцію та послуги. Повертаючись до проблематики конкуренції на ринку електроенергії, дослідники зазначають, «що до неї на ФОРЕМі можна було б залучити лише приблизно 20% усіх електричних потужностей. Та й то влітку, і якби не обмеження щодо дальності їхньої передачі. Який це ринок? А зі зростанням промислового виробництва і цей резерв зникне, що позначиться на надійності електропостачання. Тому в результаті «реформи» на місцях замість колишніх, схожих на природних, виникнуть вже нікому не підконтрольні монополісти. Так закономірно завершувалися всі спроби і в інших країнах, включаючи Англію, зробити виробництво електроенергії вільним, ринковим» .

Отже, можна резюмувати, що у Росії результаті непродуманого акціонування електроенергетики 1992-93 гг. «Випустили джина з пляшки з наклейкою «Міністерство енергетики», і він перетворився на багатоголову гідру. Кожна голова гідри присмокталася до свого регіону та потребує персонального тарифного підношення. Отже, колишня природна монополія виродилася у безліч звичайних монополій на місцях з довільним встановленням для них тарифів, що відрізняються країною в 3-4 рази. Реформа електроенергетики дозволить директивно, простим розподілом, збільшити в кожному регіоні кількість голів гідри. Причому декларованої конкуренції між ними не виникне через відсутність у більшості регіонів надлишкових потужностей, так і внаслідок відмінності технологічних можливостей електростанцій, включаючи різну швидкість регулювання їх потужності та обмеження з економічних міркувань дальності передачі електроенергії»..

Залучення інвестицій. На думку авторів реформи, конкуренція та ринок електроенергії необхідні для залучення інвестицій у галузь. Однак, безперечно, що організаційне розчленування Єдиної енергетичної системи веде до втрати її колишніх системних властивостей і якостей, і, як наслідок, до суттєвого зниження інвестиційної привабливості постреформених компаній, які належать різним власникам. Росії» компаній виявиться нижчим від їх нинішньої у складі даного холдингу ще з однієї причини. В результаті реформування було скасовано регіональні АТ-енерго, у зв'язку з чим повсюдно зникли «класичні» відповідальні постачальники електроенергії, що збільшує ризики для інвесторів. Повноцінно відповідальним, тобто постачальником, що гарантує, об'єктивно може бути тільки особа, яка володіє всім комплексом засобів електропостачання, що забезпечують виробництво, передачу і розподіл електроенергії, тобто кінцевий результат. Очевидно, що збутові компанії або регіональні мережеві компанії, які мають виконувати функції постачальників, що гарантують, за задумом реформи, повноцінно цим критеріям не відповідають.

Втішно відзначити, що дослідники, що критично оцінюють проведену реформу електроенергетики, викладають не тільки свої оцінки процесам, що відбуваються, але й говорять про альтернативу, принаймні, доти, поки це не стає марним. нинішнього, багато в чому фіктивного державного регулювання тарифів, і актуалізувати для споживачів істотно вищі ринкові ціни на електроенергію. Можливо, що подальше подорожчання електроенергії провокуватиметься створенням її дефіциту за рахунок закриття найменш ефективних електростанцій без заміни на нові, оскільки жоден новий власник не триматиме збиткових активів. Ймовірно, що з подорожчанням електроенергії малорентабельні споживачі почнуть згортати виробництво або закриватися. Внаслідок цього виручка оптових та територіальних генеруючих компаній падатиме, що може призвести до деградації вже їхніх власних активів та бізнесу, згортання виробництва електроенергії, її нового подорожчання тощо. Процес цей може стати саморозвивається, і, зрештою, багато енергокомпаній - генеруючі, збутові, сервісні та їх споживачі разом опиняться в умовах кризи.

На думку опонентів нинішньої реформи електроенергетики, альтернатива перетворенням, що проводяться, визначається самою історією та ідеологією Єдиної енергетичної системи. Як відомо, ЄЕС створювалася як єдиний промисловий комплекс, всі характеристики та властивості якого зберігалися лише за його цілісності та дотримання запропонованих правил його експлуатації. Відмова від ЄЕС та поділ її на господарсько самостійні функціональні частини з остаточним скасуванням їхньої колишньої організаційної єдності та управління можуть призвести до припинення практики надійного електропостачання країни. Щоб відновити колишню ефективну роботу ЄЕС, необхідно привести її структуру господарювання та управління у відповідність до її басейнової технологічної структури. Для цього на суб'єктів господарювання - акціонерні товариства - слід перетворити об'єднані енергосистеми («об'єднані АТ-енерго»), що утворюють шість сполучених басейнів. Вони мають стати основними виробниками електроенергії та єдиними її постачальниками відповідним споживачам. Така реорганізація необхідна максимального збільшення завантаження великих, ефективніших станцій, відновлення оптимальних перетоків електроенергії і, тим самим, зниження тарифів. Для цього тарифи треба встановлювати не в регіонах (областях), а в межах кожного об'єднаного АТ-енерго як середньозважені при змішуванні електроенергії різної вартості відповідних станцій на цих територіях. Щоб це сталося, всі теплові станції, включаючи регіональні ТЕЦ біля кожного басейну, мають стати власністю відповідного об'єднаного АТ-енерго. Для того, щоб невигідно було влітку обігрівати атмосферу експлуатацією ТЕЦ, як це відбувається в наші дні, тарифи доцільно встановлювати сезонними – вищі зимові та нижчі літні. При цьому вони повинні розраховуватися виходячи також з максимально можливого першочергового завантаження атомних електростанцій, що діють у даному басейні. -години та її транспортування, зокрема з допомогою раціональніших перетоків всередині своїх басейнів і відповідних регіональних.

Нинішні ж регіональні компанії, що генерують, реорганізуються в дочірні компанії відповідних об'єднаних АТ-енерго. З огляду на неподільність процесу електроенергопостачання ці дочірні компанії будуть відповідальними за його кінцевий результат перед усіма споживачами свого регіону. Для цього об'єднаним АТ-енерго доцільно передати всі розподільні мережі всередині регіонів, що належать зараз регіональним мережевим компаніям, включаючи так звані комунальні на найнижчі напруги. Магістральні мережі високої напруги можна зберегти відокремленими в рамках їх нинішнього власника - Федеральної мережевої компанії. З появою в регіоні однієї особи, відповідальної за її енергопостачання, та зникненням будь-яких несумлінних посередників-спекулянтів, що теж позначиться на зниженні тарифів, стане єдиною та прозорою система розрахунків із споживачами та виробниками електроенергії, а також виплата податків до бюджету.

Враховуючи, що Системний оператор здійснює одноосібне управління технологічними режимами роботи Єдиної енергетичної системи Росії та уповноважений на видачу обов'язкових для всіх суб'єктів оперативно-диспетчерського управління команд, то материнська компанія РАТ «ЄЕС Росії» справді може припинити свою діяльність, як і планується авторами реформи. Залишається додати, що елементи державного регулювання в електроенергетиці повинні реалізовуватися не лише за допомогою індексування тарифів, з чим уже не перший рік справляється Мінекономрозвитку та підвідомча йому Федеральна служба з тарифів, а й, насамперед, за допомогою планування розвитку ЄЕС з погляду економіки, екології та безпеки. Цим, наприклад, багато років займаються державні регулятори у США.

Висновок

Протягом багатьох десятиліть електроенергетика в усьому світі була регульованою і залишалася практично єдиним острівцем планової економіки та регульованих цін навіть у країнах із зрілою ринковою економікою. Лише в останні 15-20 років прийшло розуміння того, що електроенергетика зовсім необов'язково має бути природною монополією і в багатьох сферах електроенергетики (наприклад, у виробництві та збуті) цілком можуть бути запроваджені конкурентні відносини, що сприяють підвищенню ефективності роботи галузі.

Особливості виробництва електроенергії призводять до того, що ринки електроенергії суттєво відрізняються від ринків інших товарів. Оскільки в процесі торгівлі необхідно враховувати численні фізичні обмеження, які притаманні виробництву та передачі електроенергії, конструкції ринку електроенергії мають значно складніший характер.

Реформи, пов'язані з побудовою ринку електроенергії, містять суперечність, яка зумовлена ​​наступним. Інженери, або як у нашій країні прийнято говорити – професійні енергетики – побоюються, що при переході до ринкових відносин будуть втрачені можливості керування електроенергетикою як єдиною технологічною системою та катастрофічно знизиться її надійність. У свою чергу, економісти-риночники, до яких у нашій країні ставляться автори реформи електроенергетики, намагаються застосувати для ринків електроенергії універсальні моделі, що використовуються для інших товарних ринків, і скептично ставляться до розмов про особливості електроенергетики. Залежно від цього, яка з цих груп переважає під час створення ринку, акценти у його проектуванні зрушуються у той чи інший бік. Наприклад, на Сході США, де традиційно існували енергетичні пули, технологічні особливості електроенергетики були досить жорстко відображені у правилах ринків електроенергії, а на Заході США спочатку пішли шляхом максимальної лібералізації торгівлі електроенергією.

Історія російської Єдиної енергетичної системи налічує понад 50 років, її формування та розвиток здійснювалося в умовах радянського планового господарювання, з усіма властивими йому перевагами та недоліками. Фактично, реформа електроенергетики нашій країні проводиться щодо тієї галузі, яка дісталася сучасної Росії у спадок від Радянського Союзу, бо всі об'єкти і потужності, що вводяться за останні 15 років, проектувалися і будувалися ще в Радянському Союзі. З цього можна зробити висновок, що, мабуть, єдиною актуальною формою функціонування ЄЕС Росії є форма природної монополії.

Безперечно, що стан російської електроенергетики в 1998 р. залишало бажати кращого, і вона потребувала серйозних перетворень. Також безсумнівно і те, що такі перетворення мають здійснюватися обачно і далекоглядно. Процес реформи в електроенергетики наближається до завершальної стадії, і наші сучасники були свідками того, що автори реформи провели чималу роботу, у ряді випадків прислухалися до думки опонентів та внесли зміни до концепції реформи . Це було зроблено, наприклад, щодо Гідро-ОГК - замість чотирьох компаній, що планувалися до створення, була створена одна об'єднана. Очевидно, що недоліки та протиріччя реформи, про які попереджали опоненти, тією чи іншою мірою призведуть до труднощів та проблем в енергопостачанні у найближчі 3-5 років. Цими проблемами знову доведеться займатися державі, завдання якої, швидше за все, буде полегшено тим, що новими власниками постреформених компаній будуть переважно державні компанії та лояльні державі бізнесмени, з якими легше порозумітися.

Крім питань системного реформування для ЄЕС Росії актуальним є питання стратегії горизонтального розвитку і євразійської інтеграції. Відомо, що ЄЕС за радянських часів стала основою створення об'єднаної енергосистеми «Світ», куди входили країни, члени Ради економічної взаємодопомоги, що існувала тоді, і Фінляндія. Відновити «Світ» не становитиме особливих технічних складнощів за наявності доброї волі у колишніх учасників цієї системи. Серед них були Польща, Чехословаччина, Німеччина та Угорщина, чиї енергосистеми пов'язані зараз із мережами країн Євросоюзу. Тому російська ЄЕС з ініціативи Росії могла б стати ядром формування майбутньої євразійської об'єднаної енергетичної системи, куди, крім країн Євросоюзу та СНД, увійшли б поступово Китай, обидві Кореї, Туреччина, Іран, Ірак, можливо Японія, Афганістан, Індія, Пакистан.

Таким чином, йдеться про значний чинник забезпечення довгострокових геополітичних та геоекономічних інтересів Росії, який дозволить розпочати їй розвивати нові, взаємовигідні економічні відносини із зовнішнім світом. Так, створення євразійської об'єднаної енергосистеми з оптимізацією в ній перетоків електроенергії започаткує нову міжнародну енергетичну політику, засновану на управлінні міжнаціональними паливно-енергетичними балансами та енергозбереженні. Водночас відновлення та розвиток російської ЄЕС у рамках євразійської об'єднаної енергосистеми вплине на темпи зростання експорту російських нафти та газу та обмежить дороге будівництво трубопроводів для їх транспортування. Адже вартість трубопроводу та його експлуатації вдвічі-тричі дорожча за будівництво та обслуговування потужної лінії електропередачі такої ж довжини, що часто віддає перевагу великому виробництву електроенергії поблизу місць видобутку того ж газу. Зростання при цьому експорту електроенергії, яке вигідніше експорту вуглеводневої сировини, дозволить залучити інвестиції як в російську електроенергетику, так і в галузі промисловості, включаючи паливну. Все це ініціює розвиток внутрішнього російського ринку, зростання зайнятості населення та його платоспроможного попиту, а отже, збільшення вітчизняного виробництва різноманітних споживчих товарів - кінцевої продукції промислового співтовариства у будь-якій нормальній країні.

Список літератури та джерел

1. Лопатников Л., Перевал: до 15-річчя ринкових реформ у Росії. – М. – СПб.: Норма, 2006.
2. Стофт З. Економіка енергосистем. Введення у проектування ринків електроенергії. - М: Світ, 2006.
3. Ходов Л. Державне регулювання національної економіки. - М: Економіст, 2006.
4. Гельман М. Антидержавний переворот у РАТ «ЄЕС Росії». Як її ліквідувати? – К.: Промислові відомості, 2004 – № 13-14.
5. Гельман М. Чому Анатолій Чубайс лякає масовим відключенням споживачів? – М.: Промислові відомості, 2006 – № 9.
6. Карта розташування станцій ОГК. – 2005 РАТ «ЄЕС Росії».
7. Концепція Стратегії ВАТ РАТ «ЄЕС Росії» на 2003 – 2008 рр. "5+5". - 2005 РАТ «ЄЕС Росії. www.rao-ees.ru/ru/reforming/kon/show.cgi?kon_main.htm.
8. Індекси цін виробників за видами економічної діяльності. 1999–2006 Федеральна служба державної статистики.
9. Power Deals 2006 Annual Review. Mergers and acquisitions activity within Global electricity and gas market. - 2007 PricewaterhouseCoopers. Всі права захищені. www.pwc.com/powerdeals.

Добридень. Поговоримо сьогодні про перспективи розвитку електроенергетики у Росії.

Розглянемо нижче за перспективу енергетиків. представлено багато хороших компаній, у які можна вкладати . Майбутнє енергетиків хороше. З кризи виходять першими енергетики, т.к. енергія потрібна всім. Компанії платять хороші. Єдиний мінус у більшості компаній – це слабке цінове зростання.

У нас в Росії є оптовий ринок електроенергії, потужності, є генеруючі та мережеві компанії. Останні бувають федеральні та регіональні, зрештою є відомі всім збутові організації. Спробуємо розібратися, як влаштований ринок електроенергії у Росії.

Як виробляють електроенергію. Електрика в наших з вами розетках і на підприємствах «народжується», як правило, на досить великій відстані від місць споживання, на генеруючих заводах електроенергетичних компаній. Способів отримання електричної енергії є кілька, перерахуємо основні:

1. Невідновлювана енергетика. Спалювання викопного палива, в основному вугілля, нафтопродуктів або газу.
2. Поновлювана енергетика. Гідрогенерація, вітряні та сонячні установки тощо.
3. Атомна енергетика (АЕС).

У Росії її переважають електростанції на газовому паливі (близько 50%). Істотну частину становлять АЕС (близько 16%) та гідрогенерація (близько 18%). Перед вугілля припадає близько 15%. Частка виробленої електроенергії з нафти та відновлюваних джерел дуже невелика.

Електроенергетика- Це одна з провідних галузей енергетики, в яку входить збут, передача та виробництво електроенергії. Дана галузь енергетики вважається важливою, оскільки має великі переваги щодо інших видів енергії, а саме: розподіл між споживачами, її легко транспортувати на великі відстані і перетворювати на іншу енергію (теплову, механічну, світлову, хімічну та ін.). Відмінна риса електричної енергії – це її одночасність у генерації та споживанні енергії, оскільки мережами електричний струм поширюється майже зі швидкістю світла.

генерація електроенергії. Це процес, у якому різні види енергії перетворюються на електричну енергію. Це відбувається на електростанціях. На даний період існують декілька видів:

1. Теплова електроенергетикаПринцип такий – енергія згоряння (теплова) органічних палив перетворюється на електричну енергію. У теплову електроенергетику входять теплові електростанції – конденсаційні та теплофікаційні.
2. Ядерна енергетика.До неї входять атомні електростанції. Принцип розвитку електроенергії схожий на вироблення енергії на теплових електростанціях. Відмінність у тому, що теплова енергія виходить при розподілі атомних ядер у реакторі, а не при спалюванні палива.
3. Гідроенергетика. До цього виду розвитку енергії відносяться гідроелектростанції. Тут енергія течії води (кінетична) перетворюється на електроенергію. За допомогою гребель створюється штучний перепад рівнів поверхні на річках. Під дією сили тяжіння вода з верхнього б'єфу переливається по спеціальних протоках в нижній відсік. У протоках знаходяться водяні турбіни, їх лопаті розкручує водяний потік.

Морські течії набагато потужніше течій річок всього світу, тому зараз йде робота над створенням морських гідроелектростанцій.

1. Альтернативна енергетика. Сюди відносяться типи генерації електроенергії, які мають ряд переваг, стосовно традиційних, але з деяких причин вони не набули достатнього поширення. Основні види альтернативної енергетики:

Вітроенергетика – щоб отримати електроенергію, використовують кінетичну енергію вітру.

Геліоенергетика – електричну енергію одержують із енергії сонячних променів.

Недолік цих видів альтернативної енергії в тому, що вони малопотужні, а дорогі генератори.

1. Геотермальна енергетика. Тут використовують природне тепло Землі, щоби виробити електроенергію. Геотермальні станції – це звичайні ТЕС, де ядерний реактор та котел – це джерело тепла для нагріву.

Також до видів генерації належать: приливна енергетика, воднева енергетика та хвильова енергетика.

Передача електроенергії від електростанцій до споживачів виконується за допомогою електричних мереж. Якщо дивитися з технічного боку, то електрична мережа – це сукупність трансформаторів, які розташовані на підстанціях та ліній електропередач.