Организационная структура электроэнергетики. Основные характеристики российской электроэнергетики. o повышение надежности существующих энергосистем

Электроэнергетика является ключевой мировой отраслью, которая определяет технологическое развитие человечества в глобальном смысле этого слова. Данная отрасль включает в себя не только весь спектр и разнообразие методов производства (генерации) электроэнергии, но и ее транспортировку конечному потребителю в лице промышленности о всего общества в целом. Развитие электроэнергетики, ее совершенство и оптимизация, призванная удовлетворить постоянно растущий спрос на электроэнергию - это ключевая общая мировая задача современности и дальнейшего обозримого будущего.

Развитие электроэнергетики

Несмотря на то, что электричество, как некий энергетический ресурс, было известно человечеству сравнительно давно, перед его бурным стартом развития стояла серьезная проблема - отсутствие возможности передачи электричества на большие расстояния. Именно эта проблема сдерживала развитие электроэнергетики до конца восемнадцатого века. Основываясь на открытии эффективного способа электропередачи, начали развиваться и технологии, основой которых стал электрический ток. Телеграф, электромоторы, принцип электрического освещения - все это стало настоящим прорывом, который повлек за собой не только изобретение и постоянное совершенствование механических электровырабатывающих машин (генераторов), но и целых электростанций.

Одной из самых значимых вех в развитии электроэнергетики можно назвать гидроэлектростанции (ГЭС), функционирование которых основано на так называемых возобновляемых источниках энергии, которые имеют вид заранее подготовленных водных масс. На сегодняшний день данный тип электростанций является одним из самых эффективных и проверенных десятилетиями.

Отечественная история становления и развития электроэнергетики наполнена уникальными свершениями и ярчайшим контрастом дореволюционного и послереволюционного периода. И если первый из двух периодов обусловлен ничтожным объемом электрогенерации и практически полным отсутствием развития электроэнергетики как глобальной промышленной отрасли, то второй период - это настоящий и неоспоримый технологический рывок, обеспечивший в самые кротчайшие временные сроки повсеместную электрификацию, которая коснулась и множества советских фабрик и заводов, и каждого советского гражданина. Повсеместная тотальная электрификация нашей страны позволила догнать и во многих отраслях существенно перегнать в развитии технологий многие зарубежные страны, сформировав тем самым на середину двадцатого века непревзойденный промышленный потенциал. Разумеется, за рубежом электроэнергетика так же стремительно развивалась, но по своей массовости и доступности так и не сумела превзойти уровень Советского Союза.

Отрасли промышленности электроэнергетики

На сегодняшний день, электроэнергетику можно разделить на три фундаментальных технологических ветви, каждая из которых осуществляет электрогенерацию своим, уникальным способом.

Атомная энергетика

Высокотехнологичная и самая перспективная ветвь электроэнергетики, в основу которой положен процесс деления ядер атомов в специально приспособленных для этого реакторах. Тепловая энергия, образуемая при ядерном делении преобразуется в электричество.

Тепловая энергетика

Основой данной энергетики является то или иное топливо (Газ, уголь, определенные типы нефтепродуктов), которое, сгорая, трансформируется в электроэнергию.

Гидроэнергетика

Ключевым аспектом электрогенерации в данном типе энергетики является вода, которая определенным образом запасается в реках и водоемах (водохранилищах). Запасенные водные массы проходят через электрогенерирующие турбины, вырабатывая тем самым существенное количество электроэнергии.

В дополнение к этому можно отметить и так называемую альтернативную энергетику, которая, в большей части, основывается на экологически чистых ресурсах. К таким ресурсам можно отнести солнечных свет, силу ветра и геотермальные источники. Однако, альтернативная энергетика - это, прежде всего, смелый эксперимент, нежели полноценная электроэнергетическая отрасль, не обладающая требуемой эффективностью.

Электроэнергетика в России

Россия - это один из гигантов электрогенерации и передовая держава в области электроэнергетики. Передовые технологии, богатые природные ресурсы, множество быстрых полноводных рек позволили разработать и ввести в эксплуатацию современные высокоэффективных атомные электростанции и гидроэлектростанции. Постоянная разработка и совершенствование технологий привело к образованию одной из крупнейших мировых энергосетей, включающей в себя колоссальное количество вырабатываемого и потребляемого электрического тока.

Электроэнергетическая отрасль России поделена на несколько крупных энергокомпания, которые, как правило, функционируют по территориальному признаку и отвечают за свою, строго определенную долю отрасли. Основные генерационные мощности страны заключены в атомных и гидроэлектростанциях, где последние обеспечивают порядка 18-20% электроэнергии в год.

Важно отметить, что постоянно производится модернизация имеющихся и ввод в эксплуатацию новых электрогенерационных станций. На сегодняшний день, общий объем вырабатываемой электроэнергии полностью покрывает все нужны промышленности и общества, позволяя стабильно наращивать энергоэкспорт в соседние государства.

Электроэнергетика стран мира

Любое крупное государство с развитым промышленным сектором всегда будет являться очень крупным производителем и потребителем электроэнергии. Следовательно, электроэнергетика в любом из подобных государств - это стратегически важная промышленная отрасль, которая постоянно нуждается в развитии. К странам с развитой электроэнергетикой можно отнести: Россию, США, Германию, Францию, Японию, Китай, Индию и некоторые другие страны, где или прослеживается стабильно высокий уровень экономики и промышленного потенциала, или присутствует активных экономический рост.

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

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

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

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

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

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

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

Рисунок 1 Структура электроэнергетики с 1992 по 2008 год

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

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

Рисунок 2. Структура рынка электроэнергии до 2008 года

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

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

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

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

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

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

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

Рисунок 3. Рынок электроэнергетики России после завершения реформирования 2008 года

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Возьмем средние показатели по каждой электростанций:

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

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

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

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

Рассчитаем себестоимость электроэнергии, вырабатываемую на электрической станции.

Затраты на топливо оцениваются по выражению:

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

Ц - цена топлива, руб./т.

Годовое количество электроэнергии, отпускаемой электростанцией на рынок:

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

P- установленная мощность электростанции, МВт;

t- число часов работы в год, тысяч часов;

Топливные затраты на отпуск электроэнергии электростанцией на рынок:

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

где З амр - амортизация основных фондов,%;

С - стоимость основных производственных фондов, млрд. руб.

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

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

Р УСТ - установленная мощность электростанции, МВт;

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

М - количество проработанных месяцев в году, месяц.

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

где П ПФР - платежи в ПФР, %;

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

где П ФСС - платежи в ФСС, %.

где П ФФОМС - платежи в ФФОМС, %.

где П ТФОМС - платежи в ТФОМС, %.

Затраты на технологические нужды, представим в виде формулы:

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

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

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

З пр. - прочие затраты, млн. руб.

Себестоимость электроэнергии, производимой на электростанции в год:

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

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

Топливные затраты на отпуск электроэнергии ТЭС на рынок:

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

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

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

Себестоимость электроэнергии, производимой на ТЭС в год:

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

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

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

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

Затраты на технологические нужды составляют:

Себестоимость электроэнергии, производимой на ГЭС в год:

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

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

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

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

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

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

Себестоимость электроэнергии, производимой на АЭС:

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Таблица 3. Технико-экономические показатели малой электростанции

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

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

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

Затраты на газ оценивается по выражению:

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

Амортизационные отчисления оцениваются в 5% от основных производственных фондов:

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

Себестоимость электроэнергии за 1 кВт*ч составляет:

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

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

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

Литература

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

Bibliography

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

Analysis of the modern electric power industry structure

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

Key words:

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

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

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

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

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

Лабораторная работа №1

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

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

Подготовка к работе:

1. Пройти инструктаж по технике безопасности на рабочем месте.

2. Ознакомиться с описанием работы, краткими теоретическими сведениями.

3. Ответить на вопросы.

Структура электроэнергетики в России

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

Основные группы компаний и организаций:

1. Генерирующие компании оптового рынка

2. Электросетевые компании

3. Энергосбытовые компании

4. Компании, осуществляющие управление режимами единой энергосистемы России

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

6. Организации, осуществляющие контроль и регулирование в отрасли

7. Потребители электрической энергии, мелкие производители электрической энергии

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

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

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

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

Требования, предъявляемые к системам электроснабжения:

· экономичность;

· надежность электроснабжения;

· безопасность и удобство эксплуатации;

· качество электрической энергии;

· гибкость системы (возможность дальнейшего развития);

· максимальное приближение источников питания к электроустановкам потребителей.

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

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

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

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

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

Схема электроснабжения электроприемников особой группы первой категории должна обеспечивать:

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

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

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

Схемы электроснабжения должны разрабатываться с учетом следующих основных принципов:

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

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

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

· распределение электроэнергии должно осуществляться по магистральным схемам питания;

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

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

Распределение электроэнергии выполняется по радиальным, магистральным и смешаным схемам.

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

Радиальные схемы следует применять:

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

· при повышенных требованиях к надежности электроснабжения.

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

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

· на одиночные магистрали с односторонним питанием;

· на одиночные магистрали с двухсторонним питанием;

· на двойные магистрали с односторонним питанием;

· на двойные с двухсторонним питанием;

· на кольцевые.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Рисунок 5 - Структурная схема электроснабжения крупного промышленного предприятия.

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

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

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

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

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

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

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

Контрольные вопросы:

1. Какие схемы распределения электроэнергии бывают.

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

3. Рассказать принцип работы предложненных структурных схем электроснабжения предприятий.

Архипченко А.Ю., генеральный директор ЗАО "Межрегиональное агентство рынка электроэнергии и мощности" (ЗАО "МАРЭМ+"), магистр права.

Начавшийся в 1992 г. переход России к рыночной экономике при одновременном переходе от унитарного к федеративному государственному устройству обусловил необходимость проведения структурных реформ в электроэнергетике России.

Первым нормативным правовым документом, в котором была предложена структурная реформа электроэнергетики, явился Указ Президента Российской Федерации от 28 апреля 1997 г. N 426 <1>.

<1> Об основных положениях структурной реформы в сферах естественных монополий // Собрание законодательства РФ. 1997. N 18. Ст. 2132.

Развитие в России федерального (общероссийского) оптового рынка электрической энергии (мощности) <2> на основе конкуренции требовало внесения серьезных изменений в сферу естественной монополии в электроэнергетике.

<2> Постановление Правительства РФ от 12 июля 1996 г. N 793 "О федеральном (общероссийском) оптовом рынке электрической энергии (мощности)" // Собрание законодательства РФ. 1996. N 30. Ст. 3654.

Статус РАО "ЕЭС России" как холдинговой компании, которая контролировала электростанции, межсистемные линии электропередачи, региональные энергоснабжающие компании, и АО "Центральное диспетчерское управление Единой энергетической системы России" неизбежно создавал внутренние противоречия ее интересов при переходе к конкурентным отношениям в электроэнергетике.

Еще один конфликт интересов возникал при функционировании оптового рынка, когда РАО "ЕЭС России", имеющее собственные генерирующие мощности, одновременно контролирует оперативно-технологическое управление оптового рынка, процессы отбора состава генерирующих мощностей и распределения нагрузки между всеми производителями, работающими на этом рынке. Недискриминационный характер выполнения операторских функций и повышения доверия участников оптового рынка к механизмам его функционирования требовали разделения функций владельца генерирующих мощностей и оператора оптового рынка. Дискриминационность проявлялась и по отношению к атомным электростанциям, которые функционировали на оптовом рынке, особенно в части их загрузки.

Кроме того, в долгосрочном плане РАО "ЕЭС России" объективно не было заинтересовано в появлении на оптовом рынке новых генерирующих мощностей конкурирующих компаний, поскольку выход на оптовый рынок новых, более эффективных электростанций будет вытеснять мощности РАО, тем самым снижать ее доходы.

Основополагающим нормативным правовым документом, в котором было предусмотрено поэтапное реформирование электроэнергетики России, явилось Постановление Правительства РФ от 11 июля 2001 г. N 526. Этим документом были одобрены Основные направления реформирования электроэнергетики Российской Федерации <3>.

<3> Собрание законодательства РФ. 2001. N 29. Ст. 3032.

В процессе либерализации электроэнергетики должны были решаться следующие первоочередные задачи:

1. создание конкурентных рынков электроэнергии;
2. уменьшение доли государственного регулирования в управлении электроэнергетикой;
3. разграничение монопольных и потенциально конкурентных видов деятельности в электроэнергетике;
4. ликвидация перекрестного субсидирования.

Для проведения структурных преобразований в электроэнергетике России был принят целый ряд нормативных правовых актов, регулирующих поэтапное реформирование всей отрасли. В настоящее время действуют 8 основных федеральных законов, 24 Постановления Правительства РФ, 9 распоряжений Правительства РФ, а также другие нормативные правовые акты, выпущенные федеральными органами исполнительной власти.

Основными нормативными правовыми документами, заложившими основы реформирования и дальнейшего развития электроэнергетики России, стали Федеральный закон от 26 марта 2003 г. N 35-ФЗ "Об электроэнергетике" <4> (далее - ФЗ об электроэнергетике) и Федеральный закон от 26 марта 2003 г. N 36-ФЗ "Об особенностях функционирования электроэнергетики в переходный период и о внесении изменений в некоторые законодательные акты Российской Федерации и признании утратившими силу некоторых законодательных актов Российской Федерации в связи с принятием Федерального закона "Об электроэнергетике" <5> (далее - ФЗ о переходном периоде), в котором отражена специфика переходного периода реформирования отрасли.

<4> Собрание законодательства РФ. 2003. N 12. Ст. 1177; 2004. N 35. Ст. 3607; 2005. N 1 (ч. 1). Ст. 37; 2006. N 52 (ч. 1). Ст. 5498; 2007. N 45. Ст. 5427.
<5> Собрание законодательства РФ. 2003. N 13. Ст. 1178; 2005. N 1 (ч. 1). Ст. 4; 2006. N 17 (ч. 1). Ст. 1783; 2007. N 7. Ст. 834; N 41. Ст. 4848; N 45. Ст. 5427.

С целью создания правовых условий реформирования электроэнергетики России законодателем были внесены изменения в Гражданский кодекс РФ <6>, Федеральные законы "Об акционерных обществах", "О естественных монополиях" <7>, "О несостоятельности (банкротстве)", "О государственном регулировании тарифов на электрическую и тепловую энергию в Российской Федерации" <8>, "О лицензировании отдельных видов деятельности" <9>, "Об энергосбережении" <10>.

<6> Федеральный закон от 26 марта 2003 г. N 37-ФЗ // Российская газета. 29.03.2003. N 59.
<7> Федеральный закон от 26 марта 2003 г. N 39-ФЗ // Российская газета. 29.03.2003. N 59.
<8> Федеральный закон от 26 марта 2003 г. N 38-ФЗ // Собрание законодательства РФ. 2003. N 13. Ст. 1180.
<9> Федеральный закон от 26 марта 2003 г. N 36-ФЗ (в ред. от 04.11.2007) // Собрание законодательства РФ. 2003. N 13. Ст. 1178.
<10> Федеральный закон от 5 апреля 2003 г. N 42-ФЗ // Собрание законодательства РФ. 2003. N 14. Ст. 1258.

Ключевым изменением стало внесенное изменение в § 6 ("Энергоснабжение") главы 30 части второй ГК РФ (п. 4 ст. 539): "4. К отношениям по договору энергоснабжения электрической энергией правила настоящего параграфа применяются, если законом или иными правовыми актами не установлено иное".

Статья 4 ФЗ "О естественных монополиях" была дополнена следующими видами деятельности:

• услуги по передаче электрической энергии;
• услуги по передаче тепловой энергии;
• услуги по оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике.

Кроме того, ст. 8 указанного Закона была дополнена требованием в отношении субъектов естественных монополий: предоставлять доступ на товарные рынки и производить товары (услуги) на недискриминационных условиях согласно антимонопольному законодательству.

Изменения, внесенные в ФЗ "О государственном регулировании тарифов на электрическую и тепловую энергию в Российской Федерации", касались следующего:

• Закон действует до завершения переходного периода;
• увеличена степень федерального влияния на регионы;
• возможность установления свободной (договорной) цены на электроэнергию в нерегулируемых секторах оптового рынка;
• разделение услуг по организации функционирования и развитию ЕЭС (между РАО "ЕЭС России", ФСК, СОЦДУ, АТС);
• введен годовой цикл регулирования (календарный год) в увязке с бюджетным процессом по времени;
• субсидиарно применяется ФЗ "Об электроэнергетике" (п. 3 ст. 20 ФЗ "Об электроэнергетике").

Новым законодательством была заложена реформа системы договоров в электроэнергетике. На формирование новой системы договоров влияли такие обстоятельства, как:

• усложнение договорных связей вследствие появления новых субъектов;
• договоры должны соответствовать отношениям, которые формируются в отрасли (производство электрической энергии, ее передача и сбыт);
• появление новых видов договоров и возможность выбора договора <11>.

<11> См. подробнее: Осипчук Е.Л. Договор энергоснабжения в системе договорных отношений на рынке электрической энергии: Дис. канд. юрид. наук. М., 2004; Свирков С.А. Договорные обязательства в электроэнергетике. М., 2006; Городов О.А. Договоры в сфере электроэнергетики. М., 2007.

В целях проведения реформы электроэнергетики в ФЗ "Об акционерных обществах" была внесена новелла: специальные нормы, регулирующие реорганизацию АО в форме разделения или выделения, осуществляемых одновременно со слиянием или присоединением, - ст. 19.1 ФЗ "Об АО". Они позволяли общему собранию (общим собраниям) акционеров соответствующих обществ принять решение о разделении или выделении с одновременным слиянием или присоединением, что в некоторой степени упростило процедуры реорганизации РАО ЕЭС <12>.

<12> Баев С., Иванюк Е. Правовые проблемы реформирования электроэнергетической отрасли // Энергорынок. 2006. N 11.

По мере продвижения преобразований в электроэнергетике России нормативная база неоднократно корректировалась, самые последние актуальные поправки были сделаны в ноябре 2007 г. <13>.

<13> Федеральный закон от 4 ноября 2007 г. N 250-ФЗ "О внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации в связи с осуществлением мер по реформированию Единой энергетической системы России" // Собрание законодательства РФ. 2007. N 45. Ст. 5427.

Важным звеном всей реформы электроэнергетики стала реорганизация Российского открытого акционерного общества энергетики и электрификации "ЕЭС России" (далее - РАО "ЕЭС России") - вертикально интегрированной компании, в уставном капитале которой были аккумулированы имущество тепловых и гидравлических электростанций, магистральные линии электропередачи с подстанциями и другие энергетические объекты, а также пакеты акций энергетических компаний, отраслевых научно-проектных и строительных организаций.

Базовым механизмом реорганизации явилось выделение из состава РАО "ЕЭС России" самостоятельно функционирующих профильных компаний путем дифференциации по видам деятельности. В результате на основе РАО "ЕЭС России" были созданы следующие субъекты и группы субъектов:

• генерирующие компании, в которых объединены (производственные) генерирующие активы;
• энергосбытовые компании, занимающиеся продажей электроэнергии потребителям;
• сетевые компании, объединяющие магистральные и региональные распределительные электрические сети;
• субъекты оперативно-диспетчерского управления;
• коммерческая инфраструктура оптового рынка.

Возникшие в ходе реформы РАО "ЕЭС России" компании представляют собой организации, специализирующиеся на определенных видах деятельности (генерация, передача электроэнергии, сбыт электроэнергии конечным потребителям, проектные и ремонтные организации) и контролирующие соответствующие профильные активы.

Важным направлением реформирования стало отделение потенциально конкурентных видов деятельности (таких как генерация электрической энергии, ее сбыт) от естественно-монопольных видов, к которым отнесены передача электрической энергии по сетям и оперативно-диспетчерское управление. Магистральные электрические сети переходят под контроль федеральной сетевой компании; распределительные сети интегрируются в межрегиональные распределительные сетевые компании (МРСК); функции региональных диспетчерских управлений передаются общероссийскому системному оператору. Кроме того, созданы организации коммерческой инфраструктуры, отвечающие за организацию торговли электрической энергией и мощностью на оптовом рынке.

В ходе реформы электроэнергетики России произошла полная смена субъектного состава электроэнергетики России. В первую очередь идет речь о появлении новых, прежде всего ориентированных на рынок электроэнергии, субъектов.

1. Генерирующие компании (производство электроэнергии) <14>.

<14> В соответствии с распоряжением Правительства РФ от 1 сентября 2003 г. N 1254-р на базе электростанций холдинга РАО "ЕЭС России" созданы 6 тепловых оптовых генерирующих компаний и одна гидрогенерирующая оптовая компания. Распоряжением Правительства РФ от 8 сентября 2001 г. была создана первая генерирующая компания, объединившая все атомные электростанции России (ФГУП "Концерн "Росэнергоатом", в настоящее время ОАО "Энергоатом").

1. Сбытовые компании (купля-продажа электроэнергии).
2. Федеральная сетевая компания и территориальные сетевые компании (услуги по передаче электрической энергии, технологическое присоединение к электрическим сетям).
3. Системный оператор (технологическое диспетчирование).
4. Коммерческая инфраструктура оптового рынка.

Важно отметить, что разделены должны быть между собой любой потенциально конкурентный и любой естественно-монопольный вид деятельности. Согласно п. 14 ст. 6 ФЗ о переходном периоде с 1 апреля 2006 г. юридическим лицам и индивидуальным предпринимателям запрещается совмещать указанные в Законе естественно-монопольные и потенциально конкурентные виды деятельности.

В целях реализации положений, заложенных в ст. 6 ФЗ о переходном периоде, и осуществления контроля за соблюдением установленного запрета на совмещение конкурентных и естественно-монопольных видов деятельности в электроэнергетике Правительство приняло ряд нормативных правовых документов, регулирующих данный вопрос.

Постановлением Правительства РФ от 6 июня 2006 г. N 355 <15> были установлены особенности, при соблюдении которых требования ст. 6 ФЗ о переходном периоде не распространялись на хозяйствующие субъекты, осуществляющие деятельность по производству, передаче и купле-продаже электрической энергии с использованием принадлежащих им на праве собственности или ином основании электрических станций и иных объектов электроэнергетики, преимущественно для удовлетворения собственных производственных нужд.

<15> Об особенностях функционирования хозяйствующих субъектов, осуществляющих деятельность в области электроэнергетики преимущественно для удовлетворения собственных производственных нужд // Собрание законодательства. 2006. N 24. Ст. 2608.

Правилами осуществления контроля за соблюдением юридическими лицами и индивидуальными предпринимателями запрета на совмещение деятельности по передаче электрической энергии и оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике с деятельностью по производству и купле-продаже электрической энергии <16> было установлено, что ФАС России является уполномоченным федеральным органом исполнительной власти, имеющим право принимать решения о принудительной реорганизации юридических лиц (в форме разделения или выделения), а также обращаться в арбитражный суд с требованием о прекращении деятельности индивидуальных предпринимателей в случае несоблюдения ими запрета, установленного законодательством Российской Федерации об электроэнергетике.

<16> Постановление Правительства РФ от 27 октября 2006 г. N 628 // Собрание законодательства РФ. 2006. N 45. Ст. 4706.

Кроме этого, Положение о ФАС <17> в части контроля было дополнено подпунктом 5.3.1.10 следующего содержания: "5.3.1.10. за соблюдением юридическими лицами и индивидуальными предпринимателями, а с даты окончания переходного периода реформирования электроэнергетики группами лиц и аффилированными лицами в границах одной ценовой зоны оптового рынка запрета на совмещение деятельности по передаче электрической энергии и оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике с деятельностью по производству и купле-продаже электрической энергии, включая контроль за соблюдением особенностей функционирования хозяйствующими субъектами, осуществляющими деятельность в области электроэнергетики преимущественно для удовлетворения собственных производственных нужд, установленных законодательством Российской Федерации".

<17> Постановление Правительства РФ от 30 июня 2004 г. N 331 // Собрание законодательства РФ. 2004. N 31. Ст. 3259.

Для информационной поддержки выполнения субъектами электроэнергетики требований по разделению видов деятельности ФАС выпустила соответствующие Методические рекомендации <18>, в которых подробно рассматриваются возможные организационно-правовые модели разделения. ФАС даны развернутые ответы <19> на наиболее часто встречающие вопросы практики применения ст. 6 ФЗ о переходном периоде, касающиеся разделения конкурентных и естественно-монопольных видов деятельности в электроэнергетике.

Исключения из запрета о совмещении деятельности (предупреждение конфликта интересов):

• субъекты в изолированных энергосистемах;
• субъекты, осуществляющие передачу электрической энергии исключительно для собственных нужд;
• гарантирующие поставщики.

Субъекты, владеющие электростанциями и осуществляющие сетевую деятельность, преимущественно для собственных нужд - с уведомлением уполномоченного органа.

Запрет на совмещение видов деятельности в электроэнергетике не действует в отношении эксплуатирующих организаций, которые осуществляют деятельность на основании лицензий на право ведения работ в области использования атомной энергии и частью имущества которых являются объекты электросетевого хозяйства, обеспечивающие безопасный режим работы атомных электростанций.

После окончания переходного периода запрет на совмещение видов деятельности действует для аффилированных лиц в рамках одной ценовой зоны.

Пунктом 2 ст. 22 ФЗ "Об электроэнергетике" установлено, что субъекты естественных монополий в электроэнергетике обязаны публиковать в средствах массовой информации сведения о своей деятельности в соответствии со стандартами раскрытия информации, утверждаемыми Правительством РФ.

Постановлением Правительства РФ от 21 января 2004 г. N 24 утверждены Стандарты раскрытия информации субъектами оптового и розничного рынков электрической энергии <20>. Указанным Постановлением Правительства РФ установлено, что ФАС и ее территориальные органы осуществляют государственный контроль за соблюдением стандартов раскрытия информации субъектами оптового и розничных рынков. Под раскрытием информации в данном документе понимается обеспечение доступа к ней всех заинтересованных лиц независимо от цели получения данной информации. Стандартами раскрытия информации установлены сроки, в течение которых субъекты естественных монополий должны предоставлять запрашиваемую информацию.

<20> Утв. Постановлением Правительства РФ от 21 января 2004 г. N 24 (в ред. от 01.02.2005) // Собрание законодательства РФ. 2004. N 4. Ст. 282.

Субъекты естественных монополий обязаны раскрывать информацию ежегодно в официальном печатном органе не позднее 1 июня.

Разделом II Стандартов раскрытия информации установлено, что организация по управлению единой национальной (общероссийской) электрической сетью (ФСК) и территориальные сетевые организации, в частности, раскрывают:

• условия договоров об услугах по передаче электрической энергии и об осуществлении технологического присоединения с указанием источника официального опубликования нормативного акта, регулирующего условия этих договоров;
• сведения о тарифах на услуги по передаче электрической энергии с указанием источника официального опубликования решения регулирующего органа об установлении тарифов;
• информацию об общей пропускной способности узлов электрической сети, к которым может быть присоединен потребитель сетевых услуг, резервах их мощности с учетом присоединенных потребителей и степени их загрузки.

Субъекты оперативно-диспетчерского управления, согласно разделу III Стандартов раскрытия информации, раскрывают:

• информацию о тарифе на услуги по оперативно-диспетчерскому управлению с указанием источника официального опубликования решения регулирующего органа об установлении тарифа;
• информацию о соответствии качества электрической энергии и уровня надежности функционирования Единой энергетической системы России и отдельных энергетических систем требованиям, установленным нормативными правовыми актами, а также о мерах, направленных на поддержание надежности работы энергетических систем;
• информацию о технологических резервах мощностей по производству электрической энергии в Единой энергетической системе России и в технологически изолированных системах с выделением по федеральным округам за отчетный период, в том числе использованных и неиспользованных резервах мощностей по производству электрической энергии.

Производители электрической энергии согласно разделу IV Стандартов раскрытия информации раскрывают:

• информацию о тарифах на поставку электрической энергии;
• информацию о выбросах загрязняющих веществ, оказывающих негативное влияние на окружающую среду, и мероприятиях по их сокращению на следующий год.

Гидроэлектростанции, помимо указанной информации, раскрывают информацию о режиме использования и состоянии водных ресурсов.

Администратор торговой системы (с 1 апреля 2008 г. коммерческий оператор оптового рынка) согласно разделу V, в частности, раскрывает:

• форму договора о присоединении к торговой системе оптового рынка электрической энергии;
• информацию об услугах;
• отчеты о результатах осуществляемого контроля за деятельностью системного оператора.

Энергоснабжающие, энергосбытовые организации и гарантирующие поставщики, помимо информации, предусмотренной п. 9 Стандартов раскрытия информации, раскрывают:

• цену на электрическую энергию. При этом отдельно раскрывается цена закупки электрической энергии, стоимость услуг по ее передаче, а также стоимость иных услуг, оказание которых является неотъемлемой частью поставки электрической энергии потребителю;
• основные условия договора купли-продажи электрической энергии;
• информацию о деятельности.

Гарантирующие поставщики, помимо этой информации, раскрывают:

• размер регулируемой сбытовой надбавки (информация подлежит опубликованию в официальном печатном издании не реже одного раза в год);
• объем электрической энергии, покупаемой на оптовом рынке, в том числе в секторе свободной торговли и регулируемом секторе, по двухсторонним договорам купли-продажи (информация раскрывается ежемесячно).

Наряду с раскрытием указанной выше информации Правительством РФ в соответствии со ст. ст. 20, 21, 25 и 26 ФЗ "Об электроэнергетике" в целях содействия развитию конкуренции на рынке производства и сбыта электрической энергии, защиты прав потребителей электрической энергии утверждены Правила недискриминационного доступа к услугам по передаче электрической энергии и оказания этих услуг, Правила недискриминационного доступа к услугам по оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике и оказания этих услуг, Правила недискриминационного доступа к услугам администратора торговой системы оптового рынка и оказания этих услуг и Правила технологического присоединения энергопринимающих устройств (энергетических установок) юридических и физических лиц к электрическим сетям <21>.

Правительство РФ определило ФАС уполномоченным федеральным органом исполнительной власти по обеспечению государственного контроля за соблюдением недискриминационного доступа к указанным выше услугам.

Отдельно стоит вопрос, когда наступит окончание переходного периода. В ФЗ о переходном периоде имеются две даты.

Согласно ст. 4 ФЗ о переходном периоде до 1 июля 2008 г. вводится переходный период. По нашему мнению, этот срок установлен для проведения структурных преобразований в электроэнергетике. До этой даты все основные субъекты электроэнергетики будут выделены и окончательно сформированы, а также завершены связанные с этим основные корпоративные процедуры. К 1 июля 2008 г. будет сформирована новая целевая структура электроэнергетики. В этот период должны быть проведены реорганизация РАО "ЕЭС России", обособление от РАО "ЕЭС" всех компаний и прекращение деятельности головного общества РАО "ЕЭС России".

Рассматривая ст. 6 ФЗ о переходном периоде, можно сделать вывод, что в целях обеспечения последовательного и постепенного реформирования оптового и розничного рынков электрической энергии и мощности законодатель установил еще одну дату переходного периода, срок окончания которого - 1 января 2011 г. Эта дата касается прежде всего срока создания конкурентного рынка электрической энергии и мощности. По нашему мнению, срок, указанный в ст. 6 ФЗ о переходном периоде, будет той датой, после которой можно будет подводить итоги реализации основных целей и стратегических задач реформирования электроэнергетики России.

Организационная структура электроэнергетики после реорганизации РАО "ЕЭС России"

1 июля 2008 г. завершилась реорганизация крупнейшего участника энергетической отрасли, существовавшего в период плановой экономики, - РАО "ЕЭС России". Эта структура совмещала в себе все виды деятельности в энергетике (от передачи электрической энергии до оперативно-диспетчерского управления) и была призвана обеспечивать функционирование и развитие Единой энергетической системы в целом.

Согласно Федеральному закону "Об электроэнергетике" (в ред. Федерального закона от 4 ноября 2007 г. N 250-ФЗ "О внесении изменений в отдельные акты Российской Федерации в связи с осуществлением мер по реформированию Единой энергетической системы России" <22>) вследствие окончания переходного периода реформирования электроэнергетики с 1 июля 2008 г. все функции ОАО "РАО "ЕЭС России" перераспределены и частично закреплены за ОАО "Системный оператор Единой энергетической системы России", ОАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы России" и Советом рынка.

<22> Собрание законодательства РФ. 2007. N 45. Ст. 5427.

Российская энергетика 1 июля 2008 г. окончательно поменяла свою структуру, а движущая сила реформы электроэнергетики России - РАО "ЕЭС России" прекратила свое существование в качестве юридического лица.

Электроэнергетика России (по состоянию на 1 января 2009 г.) имеет следующую организационную структуру:

Сфера конкуренции:

Генерация

(производство электрической энергии).

1. ОАО "Концерн Энергоатом", объединяющее 10 атомных станций России (31 энергоблок) установленной мощностью 23242 МВт.

Средняя доля выработки от общей выработки электроэнергии России (ЕЭС России) составляет 16%.

100% акций ОАО "Концерн Энергоатом" (принадлежат Российской Федерации) переданы в соответствии с законодательством в ОАО "Атомэнергопром".

1. ОАО "Русгидро" - крупнейшая российская генерирующая компания и вторая в мире среди гидрогенерирующих компаний по установленной мощности. На 1 января 2009 г. установленная мощность компании составляет 25336,6 МВт. Доля ОАО "Русгидро" на оптовом рынке электрической энергии по установленной мощности составляет порядка 12%. ОАО "Русгидро" является лидером в производстве энергии на базе возобновляемых источников энергии, развивает генерацию на основе водных потоков и морских приливов, ветра и геотермальной энергии.

Доля акций, принадлежащих Российской Федерации (в лице Федерального агентства по управлению государственным имуществом), составляет 60,37%, доля миноритарных акционеров - 39,63%.

1. Генерирующие компании оптового рынка электроэнергии (оптовые генерирующие компании (ОГК - всего 6), созданы в форме открытых акционерных обществ), которые являются тепловыми электростанциями и построены по экстерриториальному принципу (в одну ОГК входят тепловые электростанции федерального значения, расположенные в различных регионах России):

А) ОАО "Первая генерирующая компания оптового рынка электроэнергии" (ОАО "ОГК-1"). ОАО "ОГК-1" является крупнейшей из тепловых оптовых генерирующих компаний, созданных в результате реформы энергетики России. Установленная мощность ОАО "ОГК-1" - 9531 МВт. В состав ОГК-1 входят: Пермская ГРЭС, Верхнетагильская ГРЭС, Каширская ГРЭС, Уренгойская ГРЭС, Ириклинская ГРЭС. Основное топливо - газ, который занимает 90% в топливном балансе компании. На Верхнетагильской и Каширской ГРЭС наряду с газом в качестве основного топлива используется уголь, доля которого на обеих электростанциях составляет до 30%.

43% уставного капитала компании принадлежит ОАО "ФСК ЕЭС", 23% - ОАО "Русгидро", 34% - миноритарным акционерам.

Б) ОАО "Вторая генерирующая компания оптового рынка электроэнергии" (ОАО "ОГК-2"). В состав ОАО "ОГК-2" входят: Псковская ГРЭС, Серовская ГРЭС, Ставропольская ГРЭС, Сургутская ГРЭС-1, Троицкая ГРЭС. Установленная мощность ОАО "ОГК-2" - 8695 МВт.

Основные владельцы ценных бумаг ОАО "ОГК-2" (номинальные держатели): 47,2370% - ООО "Депозитарные и корпоративные технологии"; 12,8436% - ЗАО "Газэнергопромбанк".

В) ОАО "Третья генерирующая компания оптового рынка электроэнергии" (ОАО "ОГК-3"). В состав ОАО "ОГК-3" входят: Гусиноозерская ГРЭС, Печорская ГРЭС, Костромская ГРЭС, Харанорская ГРЭС, Черепетская ГРЭС, Южноуральская ГРЭС. Установленная мощность ОАО "ОГК-3" - 8357 МВт.

60,15% уставного капитала принадлежит ОАО "ГМК "Норильский никель".

Г) ОАО "Четвертая генерирующая компания оптового рынка электроэнергии" (ОАО "ОГК-4"). В состав ОАО "ОГК-4" входят 5 ГРЭС: Сургутская ГРЭС-2, Березовская ГРЭС, Шатурская ГРЭС, Смоленская ГРЭС, Яйвинская ГРЭС, Смоленская ГРЭС. Установленная мощность ОАО "ОГК-4" - 8630 МВт.

76,09% акций компании принадлежит энергетическому концерну E.ON, остальные акции принадлежат миноритарным акционерам.

Д) ОАО "Пятая генерирующая компания оптового рынка электроэнергии" (ОАО "ОГК-5"). В состав ОАО "ОГК-5" входят: Конаковская ГРЭС, Невинномысская ГРЭС, Среднеуральская ГРЭС, Рефтинская ГРЭС. Установленная мощность ОАО "ОГК-5" - 8672 МВт.

Доля Российской Федерации (в лице Федерального агентства по управлению государственным имуществом) в уставе компании составляет 26,43%, доля Enel Investment B.V. - 55,78%, доля миноритарных акционеров - 17,79%.

Е) ОАО "Шестая генерирующая компания оптового рынка электроэнергии". В состав ОАО "ОГК-6" входят: Новочеркасская ГРЭС, Киришская ГРЭС, Рязанская ГРЭС, Красноярская ГРЭС-2, Череповецкая ГРЭС, "ГРЭС-24". Установленная мощность ОАО "ОГК-6" - 9052 МВт.

Основные владельцы ценных бумаг ОАО "ОГК-6" (номинальные держатели): 55,84% - ООО "Депозитарные и корпоративные технологии"; 17,12% - ЗАО "Газэнергопромбанк".

1. Территориальные генерирующие компании (ТГК - всего 14) (созданы в форме открытых акционерных обществ). Активы ТГК объединяют, как правило, станции соседних регионов, которые производят как электрическую, так и тепловую энергию.

А) ОАО "Территориальная генерирующая компания N 1" (ОАО "ТГК-1"). Третья в России территориальная генерирующая компания по величине установленной мощности. Генерирующие активы ОАО "ТГК-1" располагаются в четырех субъектах Северо-Запада России: Санкт-Петербург, Республика Карелия, Ленинградская и Мурманская области. Установленная электрическая мощность - 6275,45 МВт.

Б) ОАО "Территориальная генерирующая компания N 2" (ОАО "ТГК-2"). Генерирующие активы ОАО "ТГК-2" расположены в 6 субъектах Севера России: Архангельской, Вологодской, Костромской, Новгородской, Тверской и Ярославской областях. Установленная электрическая мощность - 2582,5 МВт.

В) ОАО "Мосэнерго" (ТГК-3). Самая крупная из региональных генерирующих компаний России и технологически неотъемлемая часть Единой энергетической системы России. ОАО "Мосэнерго" - один из крупнейших производителей тепла в мире.

В составе ОАО "Мосэнерго" 17 электростанций установленной мощностью 11,5 тыс. МВт.

Г) ОАО "Территориальная генерирующая компания N 4" (ОАО "ТГК-4"). Генерирующие активы ОАО "ТГК-4" расположены в 11 субъектах Центра России: Белгородская, Брянская, Воронежская, Калужская, Курская, Липецкая, Орловская, Рязанская, Смоленская, Тамбовская, Тульская области. Установленная электрическая мощность - 3357,8 МВт.

Д) ОАО "Территориальная генерирующая компания N 5" (ОАО "ТГК-5"). Генерирующие мощности ОАО "ТГК-5" расположены в Кировской области, Удмуртской и Чувашской республиках, Республике Марий Эл. Установленная электрическая мощность - 2476 МВт.

Е) ОАО "Территориальная генерирующая компания N 6" (ОАО "ТГК-6"). Генерирующие мощности ОАО "ТГК-6" располагаются на территории следующих субъектов России: Владимирской, Ивановской, Нижегородской, Пензенской областей и Республики Мордовии. Установленная электрическая мощность - 3112,5 МВт.

Ж) ОАО "Волжская территориальная генерирующая компания" (ТГК-7). ТГК-7 - вторая по величине установленной мощности среди российских ТГК. Генерирующие мощности ТГК-7 расположены на территории следующих субъектов России: Самарская, Саратовская, Оренбургская и Ульяновская области. Установленная электрическая мощность - 6879,7 МВт.

З) ОАО "Южная генерирующая компания ТГК-8" (ОАО "ЮГК ТГК-8"). В состав ОАО "ЮГК ТГК-8" входят генерирующие мощности (13 ТЭЦ, 2 ГРЭС, 4 ГЭС), которые расположены на территории Астраханской, Волгоградской, Ростовской областей, Краснодарского и Ставропольского краев, а также Республики Дагестан. Установленная электрическая мощность - 3601,8 МВт.

И) ОАО "Территориальная генерирующая компания N 9" (ОАО "ТГК-9"). ОАО "ТГК-9" объединяет генерирующие мощности, которые расположены на территории Свердловской области, Пермского края и Республики Коми. Установленная электрическая мощность 23 электростанций (20 ТЭЦ, 2 ГЭС, 1 ГРЭС) - 3280 МВт.

К) ОАО "Территориальная генерирующая компания N 10" (ОАО "ТГК-10"). Фактически ОАО "ТГК-10" сформирована в виде холдинговой компании, включающей генерирующие мощности, расположенные на территории Тюменской и Челябинской областей, а также владеющей 49% уставного капитала ОАО "Курганская генерирующая компания". В состав ОАО "ТГК-10" входят 8 станций (7 ТЭЦ, 1 ГРЭС) с установленной электрической мощностью - 2785 МВт.

Л) ОАО "Территориальная генерирующая компания N 11" (ОАО "ТГК-11"). ОАО "ТГК-11" создано в ходе реформирования энергетики России и объединяет генерирующие мощности Омской и Томской областей. Установленная электрическая мощность - 3601,8 МВт.

М) ОАО "Кузбассэнерго" (ТГК-12). Генерирующие активы расположены в Кемеровской области и Алтайском крае. Установленная электрическая мощность ОАО "Кузбассэнерго" (ТГК-12) - 4375,2 МВт.

Н) ОАО "Енисейская территориальная генерирующая компания" (ТГК-13). Генерирующие активы расположены на территории Красноярского края и Республики Хакасия. Установленная электрическая мощность ТГК-13 - 2518 МВт.

О) ОАО "Территориальная генерирующая компания N 14" (ОАО "ТГК-14"). Генерирующие активы ТГК-14 расположены на территории Забайкальского края и Республики Бурятия. Установленная электрическая мощность ТГК-14 - 646 МВт.

1. Прочие генерирующие компании (по данным Совета рынка, составляют 21 ед.). Установленная электрическая мощность - 33412 МВт.

Здесь необходимо отметить следующее: в рамках реорганизации РАО "ЕЭС России" в состав ОАО "ИНТЕР РАО ЕЭС" вошел ряд энергетических компаний. Установленная мощность этой организации составляет 8000 МВт. В соответствии с Указом Президента РФ от 20 марта 2008 г. N 369 57,3% уставного капитала ОАО "ИНТЕР РАО ЕЭС" внесено в качестве имущественного вклада Российской Федерации в государственную корпорацию "Росатом".

1. Сбытовые компании, в том числе:

• гарантирующие поставщики, зона деятельности которых определяется границами субъекта РФ (это компании на базе реорганизованных АО-энерго) - 68;
• гарантирующие поставщики (прочие) - 40;
• энергосбытовые компании (независимые) - 55.

1. Ремонтные и сервисные компании.

В ходе реформы ремонтные и сервисные компании были выделены из состава АО-энерго в самостоятельные организации, акции которых были проданы на аукционах. Присутствуют практически в каждом субъекте Российской Федерации.

1. ОАО "РАО Энергетические системы Востока".
2. Изолированные энергосистемы: Камчатская, Сахалинская, Магаданская, Чукотская, Якутская (изолированная часть).

Инфраструктура рынка электрической энергии

1. Организации, обеспечивающие функционирование коммерческой инфраструктуры оптового рынка:

• саморегулирующая организация - некоммерческое партнерство "Совет рынка по организации эффективной системы оптовой и розничной торговли электрической энергией и мощностью" <23> (Совет рынка) <24>;

<23> Постановлением Правительства РФ от 4 августа 2008 г. N 581 "Об уполномоченном федеральном органе исполнительной власти по контролю за деятельностью Совета рынка" Минэнерго определено таким органом по контролю за деятельностью Совета рынка - саморегулирующей организации, действующей на рынке электроэнергии. В соответствии с ФЗ "Об электроэнергетике" и указанным Постановлением Минэнерго имеет право вето в отношении решений органов управления Совета рынка.
<24> http://www.np-ats.ru/index.jsp

• коммерческий оператор оптового рынка - с 1 апреля 2008 г. ОАО "Администратор торговой системы оптового рынка" (ОАО "АТС") <25> - 100% дочернее предприятие Совета рынка.

<25> http://www.atsenergo.ru/index.jsp

1. Организация по управлению единой национальной (общероссийской) электрической сетью - ОАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ОАО "ФСК ЕЭС"), которая состоит из 8 филиалов (магистральные электрические сети Волги, Востока, Западной Сибири, Северо-Запада, Сибири, Урала, Центра, Юга). По результатам реорганизации доля акций ОАО "ФСК ЕЭС", принадлежащих Российской Федерации, составила 77,66%, 22,34% - миноритарные акционеры. Это соответствует требованиям п. 2 ст. 8 ФЗ "Об электроэнергетике" (по завершении реформы доля Российской Федерации должна быть 75% + 1 акция).
2. Межрегиональные распределительные сетевые компании. Объединены в ходе реформы в ОАО "Холдинг МРСК", как холдинговая компания, владеет контрольными пакетами 11 межрегиональных распределительных сетевых компаний. Главным акционером ОАО "Холдинг МРСК" является Российская Федерация с долей в 52,7%.
3. Территориальные сетевые компании, которые осуществляют свою деятельность, как правило, в зоне гарантирующего поставщика. Сетевое хозяйство таких компаний находится в ведении собственников или иных законных владельцев электросетевого хозяйства. Отношения с другими сетевыми организациями должны осуществлять на основании заключенного договора.
4. Системный оператор. 17 июня 2002 г. в соответствии с Постановлением Правительства РФ от 11 июля 2001 г. N 526 "О реформировании электроэнергетики Российской Федерации" ОАО "Системный оператор - Центральное диспетчерское управление Единой энергетической системы" было выделено из структуры ОАО РАО "ЕЭС России" и зарегистрировано как самостоятельное предприятие.

6 февраля 2008 г. зарегистрировано новое название компании: ОАО "Системный оператор Единой энергетической системы" (ОАО "СО ЕЭС").

В структуру Системного оператора входят:

• 7 объединенных диспетчерских управлений (ОДУ);
• 59 региональных диспетчерских управлений (РДУ);
• 7 региональных предприятий (РП) "Энерготехнадзор";
• 70 территориальных центров (ТЦ) РП "Энерготехнадзор".

Построена единая система ОДУ, работающая по четкому экономическому алгоритму принятия решений о распределении нагрузки между генераторами.

Государственное регулирование в электроэнергетике

Правительство Российской Федерации реализует свои полномочия в области государственного регулирования и контроля в электроэнергетике в соответствии со ст. 21 ФЗ "Об электроэнергетике" (в ред. ФЗ от 04.11.2007 N 250-ФЗ).

К уполномоченным Правительством РФ в области государственного регулирования отношений в сфере электроэнергетики федеральным органам исполнительной власти отнесены:

А) Министерство энергетики Российской Федерации (Минэнерго России) <26>, на которое возложены функции по выработке государственной политики и нормативно-правовому регулированию в сфере топливно-энергетического комплекса, в том числе и по вопросам электроэнергетики.

<26> Положение о Минэнерго, утверждено Постановлением Правительства РФ от 28 мая 2008 г. N 400 // Собрание законодательства РФ. 2008. N 22. Ст. 2577.

Б) Федеральная служба по тарифам <27>, которая осуществляет правовое регулирование в сфере государственного регулирования цен (тарифов) на товары и услуги в соответствии с законодательством Российской Федерации и контроль за их применением.

<27> Положение о Федеральной службе по тарифам, утверждено Постановлением Правительства РФ от 30 июня 2004 г. N 332 // Собрание законодательства РФ. 2004. N 29. Ст. 3049.

В) Федеральная антимонопольная служба <28>, осуществляющая антимонопольное регулирование в сфере электроэнергетики, в том числе контроль на оптовом и розничном рынках, с учетом особенностей, установленных законодательством в области электроэнергетики.

<28> Положение о Федеральной антимонопольной службе утверждено Постановлением Правительства РФ от 30 июня 2004 г. N 331 // Собрание законодательства РФ. 2004. N 31. Ст. 3259.

Г) Федеральная служба по экологическому, технологическому и атомному надзору (Ростехнадзор) <29>, осуществляющая контроль и надзор:

<29> Положение о Ростехнадзоре утверждено Постановлением Правительства РФ от 30 июля 2004 г. N 401 (в ред. от 27.01.2009) // Собрание законодательства РФ. 2004. N 32. Ст. 3348.

• за соблюдением в пределах своей компетенции требований безопасности в электроэнергетике (технический контроль и надзор в электроэнергетике);
• за соблюдением собственниками гидротехнических сооружений и эксплуатирующими организациями норм и правил безопасности гидротехнических сооружений.

Кроме этого, Ростехнадзор осуществляет:

• лицензирование видов деятельности, отнесенных к компетенции Службы;
• проверки (инспекции) соблюдения требований законодательства Российской Федерации, нормативных правовых актов и правил в установленной сфере деятельности, в том числе в электроэнергетике.

К моменту ликвидации РАО "ЕЭС России" была выполнена одна из важнейших задач реформы, в энергетику привлечены стратегические инвесторы. Генерирующие компании, за исключением ОАО "Энергоатом", ОАО "Русгидро" и ОАО "ОГК-1", имеют в настоящее время частных собственников. Это позволило вывести энергетику России на новый этап развития. Была пересмотрена вся система отраслевого регулирования. Управление энергетикой в настоящее время осуществляется с двух сторон. Во-первых, регулятором и координатором со стороны государства выступает Министерство энергетики (государство не имело права полностью устраниться от участия в этом сегменте, поскольку энергетика является социально значимой сферой экономики). Во-вторых, в энергетике России действуют механизмы рыночного саморегулирования, координацию которых осуществляет НП "Совет рынка" <30>. В результате реформы были запущены и успешно функционируют оптовый и розничные рынки электрической энергии и мощности. В энергетике России создана конкурентная среда. В дальнейшем важно не допустить доминирующего положения кого-либо из участников.

<30> Интервью министра энергетики РФ С. Шматко "Основная задача государства - обеспечить условия для поддержания балансов интересов" // ЭнергоРынок. 2008. N 12.

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

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

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

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

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

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

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

В структуре мощностей электростанций общего пользова­ния лидируют паротурбинные ТЭС.

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

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

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

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

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

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

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

– ТЭС высокого давления (90 ата);

– ТЭС сверхвысокого давления (130–240 ата).

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Различают следующие виды гидроэлектростанция:

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

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

– по мощности и т. д.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Главными функциями теплоэнергетики в обществе являются:

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

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

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

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