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.

Билет № 7

1. Сравнительная характеристика рельефа Центральной России и Западной Сибири, причины сходства и различия.

Сходства и различия рельефа двух разных территорий обуславлены особенностями развития тектонических процессов в его становлении, геологической истории зарождения, внешними процессами рельефообразования в четвертичное время.

Центральная Россия расположена в пределах Восточно-Европейской (Русской) равнины. Большая часть Западной Сибири представлена Западно-Сибирской равниной.

Основанием обеих равнин служат платформы. Кристаллический фундамент платформы Русской равнины образовался еще в докембрии, а Западно-Сибирской равнины – в палеозое. Фундамент Русской равнины залегает на разной глубине, что находит свое отражение в рельефе, например, Среднерусская возвышенность приурочена к приподнятому участку фундамента (антиклиза), а Окско-Донская равнина расположена на опущенном блоке фундамента (синеклиза). Фундамент Западно-Сибирской равнины перекрыт мощной толщей морских осадочных отложений мезозойского возраста, мощность которого увеличивается по направлению к центральным участкам равнины. В юго-западной части Центральной России кристаллический фундамент выходит на поверхность (Воронежский массив). Именно к этому месту приурочены богатейшие залежи железных руд (Курская магнитная аномалия). В пределах Западной Сибири, участки равнины лишенные осадочного чехла, отсутствуют.

Часть территории Центральной России и север Западной Сибири в четвертичное время были перекрыты покровным мощным ледником, сформировавшим особые формы рельефа такие как конечно-моренные гряды (Смоленско-Московская возвышенность и Сибирские Увалы), моренные холмы (Валдайская возвышенность), зандровые равнины (Мещерская низменность, Окско-Донская равнина), долины стока талых ледниковых вод и повсюду встречающиеся валуны. Ледниковые формы рельефа в Центральной России выражены сильнее, нежели в пределах Западной Сибири.

На Среднерусской возвышенности, там, где не было древнего оледенения, хорошо развит овражно-балочный рельеф. Рельеф Центральной России более приподнят и развивался более длительное время, эрозионные формы здесь выражены лучше, чем в Западной Сибири, для которой характерно повсеместное заболачивание. Одним из отличий является наличие в осадочном чехле Западно-Сибирской равнины значительных запасов горючих полезных ископаемых: нефти и газа.

2. Электроэнергетика: состав, типы электростанций, факторы и районы их размещения. Электроэнергетика и проблемы охраны окружающей среды.

Электроэнергетика – одна из базовых отраслей экономики России, обеспечивающая предприятия, и население электрической энергией. Каково значение электроэнергетики для нормального функционирования народного хозяйства, показали события 25 мая 2005 г. в Москве.

Электроэнергетика входит в состав топливно-энергетического комплекса России.

Существуют следующие типы электростанций: тепловые (ТЭС), гидроэлектростанции (ГЭС), гидроаккумалятивные (ГаЭС), атомные (АЭС), приливно-отливные (ПЭС), геотермальные (ГеоТЭС), ветровые (ВЭС), солнечные, работающие на солнечных батареях (СЭС), и электростанции, работающие на биогазе. Разрабатываются проекты станций, работающих на термоядерном синтезе – практически неограниченного источника энергии.

Большая часть электроэнергии производится на ТЭС (более 70%), работающих на газе и мазуте и в меньшей степени на угле. На долю ГЭС приходится около 10%, а доля АЭС составляет около 10%.

ТЭС размещают или в районах добычи топлива, или рядом с крупными нефтеперерабатывающими заводами, на которых получают мазут (Кириши, Ленинградская область), или в районах потребления большого количества электроэнергии (промышленные районы и города, на Урале и в Центральной России).

Самая крупная ТЭС в России – Рефтинская на Урале.

Особым типом тепловых станций является теплоэлектроцентраль (ТЭЦ), на которой помимо электрической энергии получают еще и тепло. ТЭЦ размещают рядом с крупными городами.

ГЭС строят на крупных полноводных реках с большим гидроэнергетическим потенциалом. Это Братская и Усть-Илимская ГЭС на Ангаре и Саяно-Шушенская и Красноярская ГЭС на Енисее. Больше всего ГЭС на Волге, где строили их строили каскадами, создавая водохранилища.

В АЭС используется радиоактивное топливо – уран (крупнейшее месторождение в Читинской области). В России АЭС сконцентрированы в основном в Центральной России, где нет крупных рек и значительных топливных ресурсов. АЭС есть на Урале и на Чукотке. Строительство АЭС в России сдерживается Чернобыльским синдромом.

На Кольском полуострове есть небольшая ПЭС (Кислая губа), а на Камчатке – ГеоТЭС.

В некоторых районах действуют маломощные ветровые электростанции.

Выработка 1 кВт/часа электроэнергии на ГЭС обходится дешевле по сравнению с ТЭС и АЭС, хотя само строительство ГЭС обходится дороже, чем строительство АЭС и ТЭС.

Наибольший вред природе наносят ТЭС, работающие на мазуте или угле. Потенциально опасными объектами являются АЭС, хотя уровень радиации рядом с АЭС ниже, чем около угольных ТЭС.

Большинство электростанций связаны между собой линиями электропередач в единую энергетическую систему, сформированную для рационального использования мощностей электростанций разных типов.

В целом по России электроэнергии вырабатывается больше, чем нужно для потребления. Но существуют и энергодефицитные регионы, такие как Дальний Восток (Приморский край), Москва и др. Часть электроэнергии экспортируется в Европу и в СНГ, часть электроэнергии Россия получает из соседнего Казахстана. Существуют проекты строительства ЛЭП в Финляндию и Китай, который может быть самым потенциально большим импортером российской электроэнергии.

3. Определение по статистическим материалам и сравнение плотности населения отдельных регионов России (по выбору учителя).

Плотность населения – одна из важнейших категорий географии. Средняя плотность населения определяется как частное от деления количества людей, проживающих на определенной территории, на площадь этой территории. Единица измерения – чел./км2. Средняя плотность населения России чуть меньше 9 чел./км2.

Плотность населения на Европейской части значительно выше, чем на Азиатской и резко меняется в зависимости от благоприятных природных, социально-экономических условий и историй развития региона. На арктических островах плотность населения равна нулю. В некоторых труднодоступных районах Крайнего Севера, Сибири и Дальнего Востока плотность населения составляет менее одной единицы. Самая высокая плотность населения в Московской агломерации (более 300 чел./км2) и в Краснодарском крае (более 100 чел./км2). Значительной плотностью населения отличаются Черноземье и Урало-Поволжский регион, особенно Татарстан и Башкирия (50-100 чел./км2).

Для подготовки ответа на данный нужно использовать карту «Размещение и плотность населения России».

Первый этап реструктуризации электроэнергетики России (1992-2002 гг.)

Начавшийся в 1991 г. переход России к рыночной экономике, проходивший одновременно со строительством нового федеративного государства, обусловил необходимость реформирования электроэнергетики страны.

В 1992 г. было проведено акционирование отрасли. Перед реализацией планов по акционированию предприятий электроэнергетики в целях исключения монополизма энергоизбыточных регионов , поддержания надежности энергоснабжения, сохранения централизованного управления режимами и сохранения преимуществ совместной работы в составе Единой энергетической системы России (ЕЭС России) и объединенных энергетических систем страны (ОЭС) (см. разд. 2) была проведена первоначальная реструктуризация отрасли.

Формирование Холдинга ОАО РАО «ЕЭС России»

Основная часть производственных фондов электроэнергетики страны была объединена в рамках холдинговой компании - Российского акционерного общества энергетики и электрификации «ЕЭС России» (ОАО РАО «ЕЭС России») . В уставный капитал РАО «ЕЭС России» были переданы акции акционерных обществ, созданных на основе крупных тепловых электростанций мощностью 1 млн. кВт и выше, гидравлических электростанций мощностью 500 тыс. кВт (всего 30 АО-электростанций), а также в ряде случаев - имущественные комплексы крупных электростанций. Кроме того, в уставный капитал этого общества были переданы большая часть магистральных высоковольтных линий электропередачи, формирующих ЕЭС России, акции центрального и имущество региональных объединенных диспетчерских управлений, научно-исследовательские и проектные организации, контрольные пакеты акций региональных акционерных обществ энергетики и электрификации (АО-энерго), образованных на базе региональных энергосистем – производственных объединений энергетики и электрификации (ПОЭЭ). Контрольный пакет акций ОАО РАО «ЕЭС России» был закреплен за государством, сохранившим таким образом акционерный контроль за активами электроэнергетики, переданными этому обществу.

Другие компании электроэнергетики

Две региональные энергосистемы - ПОЭЭ «Иркутскэнерго» и производственное энергетическое объединение (ПЭО) «Татэнерго» (до акционирования существовало в форме Государственного унитарного предприятия (ГУП)) – не вошли в состав Холдинга РАО «ЕЭС России» и в дальнейшем акционировались самостоятельно.

Атомные электростанции сохранились в государственной собственности и в 2001 г. вошли в состав единой генерирующей компании - Федерального государственного унитарного предприятия (ФГУП) «Российский государственный концерн по производству электрической и тепловой энергии на атомных станциях».

ОАО «Иркутскэнерго»

ОАО «Иркутскэнерго», созданное в 1992 г. , сохранило вертикально-интегрированную структуру компании. Все 10 тепловых электростанций, 3 ГЭС, электрические и тепловые сети являются филиалами компании. 40 процентов акций этого акционерного общества принадлежит государству.

В конце 2005 г. Совет директоров ОАО «Иркутскэнерго» сформировал комитет по стратегии и реформированию компании, который должен рассматривать предложенные менеджментом компании варианты реформирования общества, учитывающие требования федеральных законов «Об электроэнергетике» и «Об особенностях функционирования электроэнергетики в переходный период».

ОАО «Татэнерго»

Реструктуризация ГУП ПЭО «Татэнерго» началась в декабре 2001 г. с создания ОАО «Генерирующая компания» и ОАО «Сетевая компания», а в апреле 2002 г. Правительство Республики Татарстан утвердило программу приватизации ОАО «Татэнерго».

На сегодняшний день в холдинговую компанию ОАО «Татэнерго» входят головная материнская компания ОАО «Татэнерго» и 5 дочерних обществ: ОАО «Генерирующая компания», ОАО «Сетевая компания» и ЗАО «РДУ «Татэнерго» (начали операционную деятельность в апреле 2005 г.), а также ОАО «Казанская теплосетевая компания» и ООО «Уруссинские тепловые сети» (начали операционную деятельность в октябре 2005 г.). При этом соучредителем ОАО «Сетевая компания» стал крупнейший потребитель электрической и тепловой энергии республики - ОАО «Татнефть». Доля государства в ОАО «Татэнерго» по состоянию на 01.01.2006 г. составляет 49%.

Завершено выделение непрофильных видов деятельности в самостоятельные общества.

Государственный концерн «Росэнергоатом»

ФУГП «Российский государственный концерн по производству электрической и тепловой энергии на атомных станциях» (концерн «Росэнергоатом») образован в соответствии с Указом Президента Российской Федерации от 7 сентября 1993 г. № 1005 «Об эксплуатирующей организации атомных станций Российской Федерации».

Учредителем концерна «Росэнергоатом» является Государственный комитет Российской Федерации по управлению государственным имуществом, а вышестоящей организацией - Министерство по атомной энергии РФ (в настоящее время – Федеральное агентство по атомной энергии РФ ).

Первоначально государственный концерн «Росэнергоатом» выполнял функции эксплуатирующей организации в отношении 9 АЭС. Ленинградская АЭС (ЛАЭС) была самостоятельной эксплуатирующей организацией, подчиненной непосредственно Минатому России.

По распоряжению Правительства Российской Федерации от 8 сентября 2001 г. №207-р концерн «Росэнергоатом» был преобразован в генерирующую компанию путем присоединения к нему действующих и строящихся атомных станций России (включая ЛАЭС, которая стала филиалом концерна), а также предприятий, оказывающих услуги по эксплуатации, ремонту и научно-технической поддержке.

Результаты и нерешенные задачи на первом этапе реструктуризации электроэнергетики России

Проведение первоначальной реструктуризации электроэнергетики и создание общеотраслевой холдинговой компании ОАО РАО «ЕЭС России» позволило при распаде ЕЭС СССР на национальные энергосистемы сохранить в России принципы и методы ее работы, обеспечить достаточно надежное энергоснабжение потребителей электрической и тепловой энергией при практически полном отказе от государственного финансирования и высокой инфляции, сменившейся острым кризисом неплатежей. Одновременно такая организация электроэнергетики способствовала интеграции регионов страны. При этом была не только сохранена технологическая основа, но и созданы предпосылки для дальнейшей реструктуризации электроэнергетики России и развития оптовой торговли электроэнергией с последующим переходом к конкурентному рынку электроэнергии.

В результате первого этапа реструктуризации (см. рис. 1.1) российская электроэнергетика частично изменила свою прежнюю вертикально интегрированную структуру, началось организационное разделение по видам деятельности:

• в производстве электроэнергии появилось множество хозяйствующих субъектов с самостоятельными экономическими интересами - электростанции РАО «ЕЭС России» (АО-станции и филиалы), государственные АЭС, электростанции АО-энерго, сформировавших субъектный состав Федерального оптового рынка электроэнергии и мощности (ФОРЭМ);
• значительная часть системообразующих и высоковольтных линий электропередачи, а также центральное и объединенные диспетчерские управления были сосредоточены в ОАО РАО «ЕЭС России»;
• магистральные и распределительные сети, сбытовая инфраструктура электрической и тепловой энергии на территории соответствующих субъектов РФ, как и значительная доля генерирующих (главным образом тепловых) мощностей после передачи крупных электростанций из ПОЭЭ, были включены в состав соответствующих АО-энерго - как правило, дочерних обществ Холдинга РАО «ЕЭС России».

Вместе с тем проведенная частичная реструктуризация электроэнергетики и связанные с ней изменения в системе отраслевого управления не решили фундаментальные проблемы электроэнергетики, проявившиеся в 80-е годы, - проблемы низкой эффективности производства и потребления энергии, недостаточной финансовой устойчивостикомпаний электроэнергетики, слабой прозрачности их деятельности для акционеров и потенциальных инвесторов, неотлаженной системы государственного регулирования.

Для обеспечения эффективного и устойчивого функционирования электроэнергетики, превращения ее в инвестиционно привлекательную и открытую для инвестиций отрасль потребовалось проведение второго этапа реструктуризации электроэнергетики, предусматривающего кардинальное изменение структуры отрасли и экономических механизмов ее функционирования.

Задачи второго этапа реструктуризации электроэнергетики России (начиная с 2002 г.)

Нормативная основа для проведения дальнейшей реформы электроэнергетики была заложена Постановлением Правительства РФ от 11.07.01 г. №526 «О реформировании электроэнергетики Российской Федерации», пакетом законов о реформировании электроэнергетики («Об электроэнергетике», «Об особенностях функционирования электроэнергетики в переходный период» и др.), корпоративными документами и решениями ОАО РАО «ЕЭС России» («Концепция Стратегии ОАО РАО «ЕЭС России» на 2005-2008 гг. «5+5» и др.).

Новыми задачами реформирования электроэнергетики являются:

• проведение реструктуризации электроэнергетики с разделением потенциально конкурентных (производство и сбыт электроэнергии) и монопольных сфер деятельности в электроэнергетике;
• сохранение и развитие единой инфраструктуры электроэнергетики, включая магистральную электросетевую инфраструктуру и систему диспетчерского управления;
• либерализация оптового рынка электроэнергии и создание конкурентных отношений в секторе розничной торговли электроэнергией при одновременном усилении государственного регулирования монопольных услуг единой отраслевой инфраструктуры (передающих и распределительных сетей, систем оперативно-технологической и коммерческой диспетчеризации и др.);
• создание условий для притока инвестиций в отрасль для строительства и эксплуатации новых мощностей по производству (генерации) и передаче электроэнергии;
• реформирование системы государственного регулирования, управления и надзора в электроэнергетике с уточнением статуса, сферы компетенции и порядка работы органов государственного регулирования;
• зпоэтапная ликвидация перекрестного субсидирования различных регионов страны и групп потребителей электроэнергии;
• создание системы поддержки малообеспеченных слоев населения;
• демонополизация рынков топлива для тепловых электростанций.

Формирование новой организационной структуры электроэнергетики в 2002-2005 гг.

Формирование новой организационной структуры отрасли началось в 2001 г. сразу после принятия Постановления Правительства РФ №526 (создание оператора рынка электроэнергии, системного оператора и федеральной сетевой компании).

Реализация наиболее сложных и масштабных задач по реструктуризации электроэнергетики, связанных с реорганизацией АО-энерго, созданием новых субъектов рынка и дальнейшей консолидацией единой национальной (общероссийской) электрической сети (ЕНЭС), началась с принятия и вступления в силу в апреле 2003 г. пакета законов, формирующих законодательную базу реформирования электроэнергетики .

На втором этапе реструктуризации электроэнергетики были намечены и в настоящее время реализуются следующие структурные преобразования в отрасли:

• создан оператор рынка электроэнергии - Администратор торговой системы (АТС), предоставляющий субъектам оптового рынка услуги по организации оптовой торговли электроэнергией;
• создан и проходит процесс консолидации своей организационной структуры Системный оператор (СО), централизующий функции по оперативно-диспетчерскому управлению ЕЭС России;
• создана Федеральная сетевая компания (ФСК), в составе которой должны быть объединены существующие магистральные линии электропередачи, образующие ЕНЭС. Цель создания ФСК - обеспечение единства технологического управления и реализация государственной политики в части электросетевого комплекса, относящегося к ЕНЭС;
• проведена реструктуризация подавляющего большинства АО-энерго с разделением конкурентных (производство, сбыт электроэнергии, производственный сервис) и регулируемых видов деятельности (передача электроэнергии);
• формируются межрегиональные распределительные сетевые компании (МРСК);
• на базе тепловых и гидравлических электростанций РАО «ЕЭС России» и региональных энергосистем созданы и проходят процесс организационной консолидации оптовые и территориальные генерирующие компании (ОГК и ТГК) - участники оптового рынка электроэнергии (см. ниже).

По окончании реструктуризации ОАО РАО «ЕЭС России» (см. рис. 1.2), предусматривающей распределение акций дочерних компаний Холдинга среди его акционеров пропорционально их долям в уставном капитале ОАО РАО «ЕЭС России», будет обеспечена передача контрольных пакетов акций инфраструктурных организаций оптового рынка электроэнергии (СО и ФСК) и генерирующей компании, созданной на базе крупных ГЭС (ОАО «ГидроОГК»), непосредственно государству.

Администратор торговой системы

В ноябре 2001 г. был создан оператор рынка электроэнергии - некоммерческое партнерство «Администратор торговой системы оптового рынка электроэнергии Единой энергетической системы» (НП «АТС» или АТС). ОАО РАО «ЕЭС России» стало одним из учредителей НП «АТС». Другими учредителями выступили концерн «Росэнергоатом», отдельные федеральные электростанции и региональные энергосистемы, а также на паритетных началах с производителями электроэнергии – и ряд крупных покупателей электроэнергии. В АТС были сосредоточены функции оператора как регулируемого, так и конкурентного секторов оптового рынка электроэнергии (мощности) (см. разд. 5).

Системный оператор

В целях поддержания работоспособности и повышения эффективности функционирования сложной системы оперативно-диспетчерского управления ЕЭС России (см.разд.2) в условиях реформирования электроэнергетики России в июне 2002 г. была учреждена единая организация - открытое акционерное общество «Системный оператор – Центральное диспетчерское управление Единой энергетической системы» (ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС»), которая является высшим органом оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике и создана как стопроцентная дочерняя компания ОАО РАО «ЕЭС России».

В состав Системного оператора были переданы активы Центрального диспетчерского управления (ЦДУ), территориальных объединенных диспетчерских управлений РАО «ЕЭС России» (ОДУ), а в настоящее время проводится работа по завершению процесса консолидации оперативно-диспетчерского управления с передачей в состав СО активов региональных диспетчерских управлений (РДУ) реформируемых АО-энерго. Процесс консолидации оперативно-диспетчерского управления проводится в два этапа:

• на первом этапе были созданы региональные филиалы ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС», которым АО-энерго передали функции оперативно-диспетчерского управления, а также на правах аренды - имущество региональных диспетчерских управлений;
• на втором этапе осуществляется приобретение активов, необходимых для функционирования РДУ, за счет денежных средств, поступающих в оплату услуг Системного оператора.

Вместе с тем в четырех регионах Российской Федерации (Республики Татарстан и Башкортостан, Новосибирская и Иркутская области) оперативно-диспетчерское управление в настоящее время осуществляется не входящими в состав Системного оператора организациями - выделенными из состава соответствующих региональных энергосистем центрами управления, являющимися 100% дочерними компаниями (или структурными подразделениями) соответствующих АО-энерго.

По состоянию на 31.12.2005 г. в составе ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» функционирует 64 филиала (7 филиалов - СО-ОДУ и 57 филиалов – СО-РДУ). Большая часть имущества РДУ, переданная на первоначальном этапе в аренду ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС», в настоящее время Системным оператором выкуплена. В 2006 году продолжается работа в данном направлении.

Федеральная сетевая компания и консолидация электросетевого комплекса ЕНЭС

Для управления Единой национальной электрической сетью в 2002 г. была создана Федеральная сетевая компания (ОАО «ФСК ЕЭС») в качестве стопроцентной дочерней компании ОАО РАО «ЕЭС России».

Концентрация управления магистральными электрическими сетями в ФСК имеет принципиальное значение для проведения единой тарифной политики на всем пространстве ЕНЭС, для обеспечения единой политики в области эксплуатации, развития, технического перевооружения и реконструкции сетей. Это позволит создать функционирующую по единым правилам технологическую инфраструктуру рынка электроэнергии и обеспечить недискриминационный доступ к сетям всех участников рынка.

Первоначально в уставный капитал ОАО «ФСК ЕЭС» были переданы активы ЕНЭС, находившиеся на балансе ОАО РАО «ЕЭС России».

В настоящее время происходит процесс дальнейшей консолидации электросетевого комплекса, относящегося к ЕНЭС, за счет передачи в управление ОАО «ФСК ЕЭС» магистральных сетевых активов реорганизуемых АО-энерго (см. ниже).

Для проведения такой консолидации в феврале 2004 г. Российский фонд федерального имущества (РФФИ) совместно с ОАО «ФСК ЕЭС» учредил семь межрегиональных магистральных сетевых компаний (ММСК) (доля РФФИ - 85%, доля ОАО «ФСК ЕЭС» – 15%). Окончательный порядок формирования электросетевого комплекса, относящегося к ЕНЭС, был определен решением Совета директоров ОАО РАО «ЕЭС России» от 25 февраля 2005 г., который внес изменения в первоначальную схему выделения магистральных сетей АО-энерго, формирования ММСК и передачи их под контроль ФСК.

Этот порядок предусматривает 3 этапа (см. рис. 1.3):

При этом МСК и ММСК на всех этапах реформирования будут являться компаниями, владеющими только магистральными сетями, но не осуществляющими функции эксплуатации и развития сетей, — этими процессами будет управлять ФСК.

В соответствии с принятой схемой консолидации электросетевого комплекса ЕНЭС в 2005 году в ходе реорганизации АО-энерго (см. ниже) были сформированы 45 магистральных сетевых компаний (МСК), и на договорной основе объекты ЕНЭС, принадлежащие МСК, были переданы в использование ММСК «Центр». В свою очередь, ММСК «Центр» передала активы ЕНЭС в субаренду ОАО «ФСК ЕЭС».

С 1 января 2006 г. для ОАО «ФСК ЕЭС» установлен единый тариф на передачу электроэнергии по сетям ЕНЭС, с учетом выделенных из АО-энерго объектов ЕНЭС.

Реорганизация региональных энергосистем и формирование новых субъектов рынка электроэнергии

Решение об обособлении основных видов деятельности (конкурентных и естественно-монопольных) существующих АО-энерго было закреплено Постановлением Правительства РФ №526. В соответствии с этим постановлением Совет директоров ОАО РАО «ЕЭС России» в 2002 году одобрил «базовый» вариант реформирования АО-энерго, который предусматривает реорганизацию АО-энерго в форме выделения новых обществ по видам деятельности (производство, передача, сбыт электроэнергии и др.) с пропорциональным разделением акций создаваемых компаний среди акционеров реорганизуемых АО-энерго. Кроме того, Совет директоров ОАО РАО «ЕЭС России» утвердил ряд проектов реформирования АО-энерго в индивидуальном порядке по схемам, отличным от «базового» варианта.

В результате реорганизации АО-энерго в электроэнергетике России было создано большое число новых энергетических компаний - это, как правило, управляющая компания, региональная генерирующая компания (РГК), распределительная сетевая компания (РСК), сбытовая компания, а также одна или несколько ремонтных и сервисных компаний.

По состоянию на 31 декабря 2005 г. утверждены проекты реформирования 68 АО-энерго, из них 50 проектов по «базовому» варианту и 18 - по «небазовому» варианту . Завершена реализация 47 проектов.

Перечень реформированных АО-энерго по состоянию на 31 декабря 2005 г. представлен в приложении П-1.1.

В 2006 г. планируется завершить разделение АО-энерго по видам деятельности.

Следующим этапом реформирования региональных энергосистем является проведение горизонтальной межрегиональной интеграции (консолидации ОГК, ТГК, МРСК) монопрофильных компаний.

Межрегиональные распределительные сетевые компании

Распределительные сетевые компании, создаваемые в процессе реорганизации АО-энерго, в большинстве случаев сохраняют за собой прежнее название региональной энергосистемы.

В соответствии с Концепцией Стратегии ОАО РАО «ЕЭС России» на 2005-2008 гг. («5+5») предусматривается консолидация активов распределительных сетевых компаний в рамках межрегиональных распределительных сетевых компаний (МРСК).

К концу 2005 г. на базе имущественного комплекса распределительных сетей АО-энерго было образовано 50 РСК (в том числе в 2004 г. - 4 компании, в 2005 г. – 46 компаний), а также были созданы четыре МРСК – ОАО «МРСК Центра и Северного Кавказа», ОАО «МРСК Урала и Волги», ОАО «МРСК Северо-Запада» и ОАО «МРСК Сибири».

В целях обеспечения комплексного управления распределительными сетевыми комплексами и обеспечения надежности их функционирования в 2005 г. был заключен договор между ОАО РАО «ЕЭС России» и ОАО «ФСК ЕЭС» на передачу акций МРСК в доверительное управление ОАО «ФСК ЕЭС России» на период реформирования.

Генерирующие компании

Одной из важнейших составляющих процесса реформирования российской электроэнергетики является создание конкурентного сектора генерирующих мощностей путем группировки существующих электростанций в независимые генерирующие компании (ГК). От правильности группировки электростанций напрямую будет зависеть эффективность работы будущего рынка электроэнергии, а значит и возможность использования механизма конкуренции для формирования цен на электроэнергию.

В процессе реструктуризации сектора генерирующих мощностей в рамках Холдинга ОАО РАО «ЕЭС России» были созданы:

Состав ГК определялся с учетом требований по ограничению их рыночной силы на конкурентном рынке электроэнергии, что предопределило использование экстерриториального принципа формирования ОГК - наиболее крупных и влияющих на цены участников рынка электроэнергии. Кроме того, состав ОГК был подобран таким образом, чтобы эти компании имели сопоставимые стартовые условия на рынке электроэнергии (по величине установленной мощности, средней величине износа оборудования и возрасту основного оборудования, прогнозируемой доходности активов и др.) .

Состав и порядок формирования ОГК были утверждены распоряжениями Правительства Российской Федерации .

Принципы интеграции региональных генерирующих компаний в ТГК определены Основными направлениями реформирования электроэнергетики Российской Федерации (Постановление Правительства России №526). Решение о создании ТГК было одобрено Советом директоров ОАО РАО «ЕЭС России» (23 апреля 2004 г.), который также утвердил конфигурацию и проекты формирования каждой ТГК.

Помимо ОГК и ТКГ, сформированных на базе активов РАО «ЕЭС России», на оптовом рынке действуют концерн «Росэнергоатом», генерирующие компании Холдинга «Татэнерго», электростанции ОАО «Иркутскэнерго» и ряд других производителей электроэнергии.

Расположение электростанций ОГК и концерна «Росэнергоатом», а также зоны функционирования ТГК и других компаний представлены на рис. 1.4.

Перечень генерирующих компаний и состав входящих в них электростанций представлен в приложении П-1.2.

Формирование ОГК на базе ТЭС

Формирование ОГК на базе ТЭС происходит в соответствии с «базовым» вариантом, утвержденным Советом директоров ОАО РАО «ЕЭС России» 26 сентября 2003 г., в следующем порядке:

• на первом этапе ОГК были учреждены в качестве стопроцентных дочерних обществ ОАО РАО «ЕЭС России» с внесением в оплату уставного капитала принадлежащего ОАО РАО «ЕЭС России» имущества электростанций и акций АО-станций;
• на втором этапе в оплату акций ОГК вносятся принадлежащие ОАО РАО «ЕЭС России» акции АО-станций, выделенных в результате реорганизации АО-энерго.

По состоянию на 31 декабря 2005 г. состоялась государственная регистрация всех 6 тепловых ОГК .

Целевая структура тепловых ОГК, утвержденная Советом директоров, предполагает создание единых операционных компаний путем присоединения к ОГК соответствующих АО-станций, прекращения их деятельности как самостоятельных юридических лиц и преобразования этих электростанций в производственные филиалы ОГК.

Консолидация производственных и финансовых активов ОГК позволит повысить их инвестиционную привлекательность и даст возможность приступить к размещению дополнительных акций для финансирования первоочередных инвестиционных проектов.

Для проведения консолидации ОГК в течение 2005 г. Совет директоров ОАО РАО «ЕЭС России» принял решения о параметрах формирования всех тепловых ОГК: условиях и коэффициентах обмена/конвертации акций АО-станций на акции соответствующих тепловых ОГК.

Завершить формирование целевой структуры тепловых ОГК планируется в 2006 г.

Формирование ОГК на базе ГЭС

Исходя из особенностей функционирования гидроэлектростанций на оптовом рынке электроэнергии России и требований законодательства России о сохранении стратегического контроля государства за гидрогенерацией страны, Правительство России приняло решение о формировании Единой федеральной гидрогенерирующей компании (ОАО «ГидроОГК»).

Целевая структура (модель функционирования) ОАО «ГидроОГК» предполагает создание единой операционной компании с входящими в ее состав филиалами-гидроэлектростанциями.

Процесс формирования единой операционной компании на базе ОАО «ГидроОГК» предусматривает несколько этапов:

• на первом этапе проводится реорганизация ОАО «ГидроОГК» и АО-ГЭС, 100% минус 1 акция которых принадлежит ОАО «ГидроОГК», в форме присоединения (слияния);
• на втором этапе осуществляется внесение активов Российской Федерации в уставный капитал ОАО «ГидроОГК» путем приобретения акций данной компании;
• на третьем этапе проводится реорганизация оставшихся ДЗО ОАО «ГидроОГК» в форме присоединения к материнской компании. При этом максимально возможное число присоединяемых АО-ГЭС должно определяться с учетом необходимости сохранения доли Российской Федерации в уставном капитале ОАО «ГидроОГК» не менее 50% плюс 1 голосующая акция. Для сохранения этой доли планируется внесение дополнительных активов Российской Федерации в уставный капитал ОАО «ГидроОГК».

С целью реализации мероприятий по формированию ОАО «ГидроОГК» в 2005 г.:

• в его уставный капитал были внесены пакеты акций 15 гидроэлектростанций и акции (100% уставного капитала минус 1 акция) ОАО «Управляющая компания «Волжский гидроэнергетический каскад» (переименовано в ОАО «УК ГидроОГК»);
• до конца 2006 г. планируется увеличить уставной капитал ОАО «ГидроОГК» путем дополнительной эмиссии акций и разместить ее по закрытой подписке в пользу ОАО РАО «ЕЭС России» и Российской Федерации.

Формирование ТГК

Межрегиональная интеграция генерирующих активов (главным образом ТЭЦ) реорганизуемых АО-энерго в ТГК позволяет сформировать более финансово устойчивые компании, способные конкурировать на оптовом рынке электроэнергии, а также в сфере регионального теплоснабжения потребителей.

«Базовым» вариантом формирования ТГК предусмотрено, что на начальном этапе ТГК учреждаются в качестве 100% дочерних компаний ОАО РАО «ЕЭС «России» с возможностью участия миноритарных акционеров РГК в уставном капитале ТГК. Наряду с «базовым» вариантом также используется альтернативный вариант, дающий возможность совместного учреждения ТГК несколькими региональными генерирующими компаниями (РГК), образованными в результате реорганизации АО-энерго.

Целевая структура всех ТГК, как и ОГК, предусматривает формирование единых операционных компаний путем реорганизации РГК и ТГК в форме присоединения. Ряд ТГК, кроме электростанций, будут включать активы тепловых сетей и котельных. Не исключается возможность их последующей интеграции с муниципальными предприятиями в сфере теплоснабжения.

В процессе реорганизации акционерам РГК предлагаются справедливые коэффициенты конвертации акций региональных генерирующих компаний. В случае непринятия акционерами РГК решения о присоединении , предполагается, что такие РГК останутся дочерними (зависимыми) обществами ТГК, а соответствующая ТГК будет функционировать как производственно-финансовый (или финансовый) холдинг.

Для обеспечения ускоренного запуска операционной деятельности ТГК допускаются возможности:

• аренды территориальными генерирующими компаниями генерирующих мощностей соответствующих РГК (АО-энерго);
• передачи территориальным генерирующим компаниям функций единоличного исполнительного органа соответствующих РГК.

По состоянию на 31 декабря 2005 г. Советом директоров РАО «ЕЭС России» утверждены проекты создания всех 14 ТГК . Проект создания ТГК-7 утвержден в рамках проекта реформирования энергосистем, управляемых ОАО «Средневолжская межрегиональная управляющая энергетическая компания». Создание ТГК-3 определено проектом реформирования ОАО «Мосэнерго». Осуществлена государственная регистрация 13 из 14 ТГК. Пять ТГК начали операционную деятельность. В 12 ТГК реализуется процесс присоединения соответствующих региональных генерирующих компаний к ТГК.

В 2006-2007 гг. планируется завершить процесс консолидации ТГК и начать обращение акций этих компаний на фондовом рынке.

Сбытовые компании

В результате реорганизации АО-энерго создаются сбытовые компании (СК), которые при запуске конкурентного рынка электроэнергии будут исполнять функции гарантирующих поставщиков (ГП). В случае если СК не будет соответствовать правилам и требованиям к ГП, которые будут установлены Правительством РФ, эта компания может заниматься конкурентной сбытовой деятельностью в сфере поставок электроэнергии конечным потребителям.

Конкурентные СК будут также создаваться независимыми организациями.

В 2005 г. в секторе сбыта электрической энергии было образовано 42 региональные СК. В целях повышения финансовой устойчивости созданных СК Совет директоров ОАО РАО «ЕЭС России» одобрил решение о передаче принадлежащих ОАО РАО «ЕЭС России» пакетов акций энергосбытовых компаний в доверительное управление ТГК, действующим на соответствующей территории страны.

Ремонтные и сервисные компании

С целью организации конкурентной среды в сфере ремонтно-сервисного обслуживания компаний электроэнергетики и формирования участников рынка ремонтных услуг было принято решение об обособлении ремонтных подразделений в дочерние компании АО-энерго, АО-электростанций с последующей продажей акций данных дочерних ремонтных компаний сторонним заинтересованным организациям. В регионах, где невозможно формирование эффективного рынка ремонтных услуг, ремонтное обслуживание будет осуществляться дочерними структурами генерирующих и сетевых компаний, а также собственным персоналом этих компаний.

Массовое обособление ремонтных подразделений, на основе которых формировались ремонтные компании, происходило в течение 2003-2004 гг. По состоянию на конец 2004 г. была осуществлена государственная регистрация 173 ремонтных компаний, а на конец 2005 г. – 188 компаний.

В отношении дочерних предприятий АО-энерго, специализирующихся на оказании ремонтных услуг для сетевых объектов, планируется либо продажа пакетов их акций, либо передача данных пакетов акций на баланс создаваемых в ходе реструктуризации АОэнерго РСК с последующим рассмотрением вопроса о продаже.

В целевой структуре отрасли ремонтные услуги, наряду с созданными компаниями ремонтного профиля, будут предоставлять производители энергетического оборудования, инжиниринговые компании широкого профиля и другие участники данного рынка.

Реформирование научно-проектного комплекса

Реформирование научно-проектного комплекса (НПК) ориентировано на создание комплексных компаний, осуществляющих инжиниринговую деятельность для генерирующих, сетевых и других компаний электроэнергетики.

На начальном этапе реформирования ОАО РАО «ЕЭС России» научно-проектный комплекс электроэнергетической отрасли состоял из 62 организаций, являющихся ДЗО ОАО РАО «ЕЭС России», в т. ч. 13 научно-исследовательских институтов и 49 проектных и сервисных организаций.

В течение 2003-2004 гг. на базе научных, проектных и сервисных организаций были созданы многопрофильные комплексные инжиниринговые компании – научно-технические центры (НТЦ). Реорганизация проводилась путем присоединения институтов к созданным ранее управляющим компаниям. До реорганизации присоединенные институты являлись самостоятельными юридическими лицами.

Всего к концу 2004 г. было создано шесть территориальных НТЦ, 100% акций которых принадлежит ОАО РАО «ЕЭС России».

Целевая структура предполагает формирование Инженерного центра ЕЭС и семи региональных научно-технических центров - инжиниринговых компаний, предоставляющих полный комплекс услуг: от диагностики и проектирования до приемки работ, включая организацию поставок оборудования, организацию выбора подрядчиков.

Итоги реструктуризации электроэнергетики в 2005 году

В целом, 2005 г. стал годом наиболее масштабных преобразований электроэнергетики России за весь период ее реформирования.

Главные изменения структуры электроэнергетики в 2005 г. были связаны с развитием процесса реформирования Холдинга РАО «ЕЭС России» - реализацией проектов реорганизации АО-энерго с учреждением компаний по видам деятельности и созданием межрегиональных компаний (генерирующих, сетевых и др.).

Структура отрасли по состоянию на 31.12.2005 представлена на рис. 1.5.

1.2. Планируемые изменения организационной структуры отрасли в 2006 году

Формирование новых субъектов отрасли

В 2006 г. продолжится проведение широкомасштабной реструктуризации электроэнергетики России, включая решение следующих основных задач:

Реформирование Холдинга ОАО РАО «ЕЭС России»

В соответствии с одобренным Правительством России направлением реформирования электроэнергетики и решениями Совета директоров ОАО РАО «ЕЭС России» от 28 июля, 30 августа, 22 сентября и 27 октября 2006 г. реорганизация Общества будет проводиться в два этапа:

• на конец 2006 - III-IV кварталы 2007 гг. намечена реализация первого этапа, в рамках которого из ОАО «РАО «ЕЭС России» будут выделены ОАО «ОГК-5» и ОАО «ТГК-5». Первый этап реорганизации ОАО РАО «ЕЭС России» будет проводиться путем выделения промежуточных ОАО «ОГК-5 Холдинг» и ОАО «ТГК-5 Холдинг», на баланс которых передаются принадлежащие ОАО РАО «ЕЭС России» пакеты акций целевых ОАО «ОГК-5» и ОАО «ТГК-5» соответственно. Одновременно с выделением, в соответствии с изменениями в ФЗ «Об акционерных обществах», промежуточные ОАО «ОГК-5 Холдинг» и ОАО «ТГК-5 Холдинг» присоединяются к целевым ОАО «ОГК-5» и ОАО «ТГК-5» соответственно. В результате реорганизации ОАО РАО «ЕЭС России» все акционеры получат акции ОАО «ОГК-5» и ОАО «ТГК-5» пропорционально своей доле в уставном капитале ОАО РАО «ЕЭС России» с учетом действующих нормативных актов РФ. В случае выделения ОАО «ОГК-5» и ОАО «ТГК-5» из ОАО РАО «ЕЭС России» и проведения эмиссии дополнительных акций, доля государства в уставных капиталах этих компаний не снизится менее 25% + 1 акция (блокирующего пакета);
• в ходе второго этапа в 2007-2008 гг. произойдет прекращение деятельности ОАО РАО «ЕЭС России» через его разделение на компании целевой структуры отрасли (ФСК, Системный оператор, ОГК, ТГК, МРСК и др.).

Реформирование электроэнергетики Дальнего Востока

В соответствии с проектом реформирования энергосистем Дальнего Востока на базе активов ОАО «Дальэнерго», ОАО «Хабаровскэнерго», ОАО «Амурэнерго», ЗАО «ЛуТЭК» и южной части ОАО «Якутскэнерго» в январе 2007 г. планируется создать единую холдинговую компанию - ОАО «Дальневосточная энергетическая компания» (ДЭК). Эта компания станет единственным акционером ОАО «Дальневосточная генерирующая компания» (ДГК) и ОАО «Дальневосточная распределительная сетевая компания» (ДРСК). На ДЭК также будут возложены функции сбыта электроэнергии.

ДГК и ДРСК будут создаваться, соответственно, на базе генерирующих, теплосетевых и распределительных сетевых активов ОАО «Дальэнерго», ОАО «Хабаровскэнерго», ОАО «Амурэнерго», ЗАО «ЛуТЭК» и ОАО «Южное Якутскэнерго» .

Объекты ЕНЭС, принадлежащие ОАО «Дальэнерго», ОАО «Хабаровскэнерго», ОАО «Амурэнерго» и ОАО «Якутскэнерго» (южный энергорайон), будут обособляться путем создания 100% ДЗО указанных компаний с внесением в уставной капитал объектов ЕНЭС и дальнейшим присоединением созданных компаний к ОАО «ММСК «Центр».

По структуре изолированных энергосистем Дальнего Востока будут приниматься специальные решения.

Предыдущая глава Содержание Следующая глава

1 В 1992 г. только около 13 регионов России были самобалансирующимися (с отклонениями в пределах +/-10% от их общей потребности в электроэнергии), тогда как 19 регионов были избыточными, а 45 регионов - дефицитными.

3 Учреждено в соответствии с указом президента Российской Федерации №721 от 1 июля 1992 г.

4 Министерство по атомной энергетики РФ было реорганизовано в Федеральное агентство по атомной энергии Министерства промышленности и энергетики РФ 9 марта 2004 г.

5 В том числе федеральных законов «Об электроэнергетике», «Об особенностях функционирования электроэнергетики в переходный период» и др.

6 Измененный механизм обособления магистральных сетей позволяет быстрее передать объекты ЕНЭС АО-энерго под акционерный контроль ФСК, поскольку ОАО РАО «ЕЭС России» имеет возможность внести в уставный капитал ОАО «ФСК ЕЭС» свои пакеты акций МСК сразу после образования этих компаний, упрощаются необходимые корпоративные процедуры для реализации данной схемы.

7 В случае если акционерами МСК не будет принято решение о присоединении к ММСК, такие МСК будут существовать самостоятельно в качестве собственников объектов ЕНЭС, сдавая их в использование ФСК.

8 К «небазовым» вариантам реформирования региональных энергосистем относятся следующие проекты: проект реформирования АО-энерго, управляемых ОАО «Кавказская энергетическая управляющая компания (КЭУК)» (ОАО «Ингушэнерго», ОАО «Каббалкэнерго», ОАО «Карачаево-Черкесскэнерго» и ОАО «Севкавказэнерго»); проект реформирования ОАО «Самараэнерго», ОАО «Саратовэнерго», ОАО «Ульяновскэнерго»; проект реформирования ОАО «Калм-энерго»; проект реформирования ОАО «Псковэнерго»; проекты реформирования энергокомпаний Дальнего Востока.

9 За исключением ТГК-12 (в перспективе войдут генерирующие активы ОАО «Кузбассэнерго» и ОАО «Алтайэнерго»).

10 В среднем каждая ОГК располагает около 9 ГВт установленной мощности.

11 Критерии и принципы создания оптовых генерирующих компаний были рассмотрены и одобрены в 2002 г. Комиссией Правительства РФ по реформированию электроэнергетики России.

12 Распоряжением Правительства РФ от 1.09.03 №1254-р («О составе генерирующих компаний оптового рынка электрической энергии») и Распоряжением Правительства РФ от 25.10.04 №1367-р, уточнившим ранее принятое решение в части создания Eдиной гидрогенерирующей компании.

13 ОАО «ОГК-1», ОАО «ОГК-2», ОАО «ОГК-3», ОАО «ОГК-4», ОАО «ОГК-5», ОАО «ОГК-6».

14 Формирование целевой структуры компании ОАО «ОГК-3» было завершено 1 апреля 2006 г., а ОАО «ОГК-4» - 1 июля 2006 г.

16 ОАО «Волжская ГЭС» (83,31% уставного капитала), ОАО «Воткинская ГЭС» (59,84% уставного капитала), ОАО «Жигулевская ГЭС» (84,11% уставного капитала), ОАО «Камская ГЭС» (100% уставного капитала - 1 акция), ОАО «Каскад Верхневолжских ГЭС» (100% уставного капитала – 1 акция), ОАО «Нижегородская ГЭС» (100% уставного капитала – 1 акция), ОАО «Саратовская ГЭС» (100% уставного капитала – 1 акция), ОАО «Богучанская ГЭС» (64,22% уставного капитала), ОАО «Бурейская ГЭС» (15,91% уставного капитала), ОАО «Зарамагские ГЭС» (77,45%уставного капитала), ОАО «Зейская ГЭС» (56,39% уставного капитала), ОАО «Зеленчукские ГЭС» (97,29% уставного капитала), ОАО «КаббалкГЭС» (50,34% уставного капитала), ОАО «Саяно-Шушенская ГЭС им. П.С. Непорожнего» (78,8% уставного капитала), ОАО «Сулакэнерго» (53,62% уставного капитала).

17 В оплату акций дополнительной эмиссии будут внесены принадлежащие ОАО РАО «ЕЭС России» акции обществ, созданных в результате реорганизации АО-энерго: ОАО «Чебоксарская ГЭС»; ОАО «Дагестанская региональная генерирующая компания»; ОАО «Загорская ГАЭС»; ОАО «Ставропольская электрическая генерирующая компания»; акции и дополнительные акции акционерных обществ, созданных на основе имущества ГЭС, принадлежащего ОАО РАО «ЕЭС России»; имущественный комплекс Новосибирской ГЭС; акции дополнительных эмиссий ОАО «Бурейская ГЭС», ОАО «Зарамагские ГЭС», ОАО «Сулакэнерго», ОАО «Зеленчукские ГЭС», а также иное имущество, подлежащее включению в состав ОАО «ГидроОГК».

18 В случае, когда несогласие с проведением реорганизации выразили миноритарные акционеры с пакетом акций,достаточным для блокирования данного решения.

19 ОАО «ТГК-1», ОАО «ТГК-2», ОАО «ТГК-3», ОАО «ТГК-4», ОАО «ТГК-5», ОАО «ТГК-6», ОАО «Волжская ТГК-7», ОАО«Южная генерирующая компания ТГК-8», ОАО «ТГК-9», ОАО «ТГК-10», ОАО «ТГК-11», ОАО «ТГК-12», ОАО «ТГК-13», ОАО «ТГК-14».

20 Для присоединения МСК, зарегистрированных позднее 1 декабря 2005 г., предполагается проведение повторной реорганизации ОАО «ММСК «Центр» в 2007 г.

21 100% дочерняя компания ОАО «Якутскэнерго», созданная на базе активов южного энергорайона этой энергосистемы (около 20% от общих активов ОАО «Якутскэнерго»).

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 «назависимых» АО-энерго: Татэнерго, Башкирэнерго, Новосибирскэнерго, Иркутскэнерго. Эти компании лишь формально (путём учреждения своих дочерних компаний) выполнили требование закона о разделении конкурентных и монопольных видов деятельности. Например, Татэнерго учредила «генерирующую компанию», «сетевую компанию» и Татэнергосбыт - как дочерние компании, управляющие соответственно генерирующими активами, сетевыми активами и энергосбытовой деятельностью на территории республики Татарстан. Аналогично поступили и другие компании из этой четвёрки.
Многие из остальных генерирующих активов контролируются государством, поскольку находятся на так называемых территориях неценовых зон (ввиду серьёзного дисбаланса объёма генерирующих мощностей и спроса на электрическую энергию, либо ввиду замкнутости и небольшого размера территориальных энергосистем). К «нерыночным» территориям относятся удалённые от центральных регионов страны, обладающих развитой электроэнергетической инфраструктурой, территории: территория Дальнего востока, Камчатки, Чукотки, о. Сахалин, большая часть территории Якутии, Калининградская область, а также территории республики Коми и Архангельской области. Правда, генерирующие мощности двух последних регионов находятся всё же в частных руках - принадлежат ТГК-2, ТГК-9, ОГК-3.

2 группа. Электросетевые компании
Электросетевые компании представлены во-первых, компанией-гигантом: Федеральной сетевой компанией (ФСК), которой принадлежат так называемые магистральные сети - то есть линии электропередач (ЛЭП) высокого напряжения (преимущественно 220 кВ, 330 кВ, 500 кВ). Условно говоря, это транспортные артерии, связывающие различные энергосистемы в масштабах огромной территории страны, то есть обеспечивающие возможность перетока значительных объёмов электроэнергии и мощности на дальние расстояния, между удалёнными крупными эенргосистемами. ФСК, таким образом, имеет стратегическое значение не только для электроэнергетической отрасли, но и для экономики всей страны. Поэтому она контролируется государством, которому принадлежит почти 80% акций компании.
Во-вторых, электросетевые компании представлены крупными межрегиональными распределительными сетевыми компаниями (МРСК), объединёнными в единый холдинг - Холдинг МРСК. Время от времени появляются предположения о будущем объединении региональных МРСК, но пока Холдинг имеет сложную корпоративную структуру: региональные МРСК и собственно головная холдинговая компания, которой принадлежат крупные пакеты акций региональных «дочек». Такая сложная структура - не лучшая форма организации с точки зрения управления, региональные МРСК обладают определённой долей самостоятельности, усложняются и многие процедуры в связи с «многокорпоративностью» по своей сути единой организации. Дочерними компаниями Холдинга МРСК являются:

• МРСК Центра и Приволжья
• МРСК Юга
• МРСК Северного кавказа
• МРСК Волги
• МРСК Урала
• МРСК Сибири
• Тюменьэнерго
• Московская электросетевая компания
• Ленэнерго
• Янтарьэнерго

Последняя группа сетевых компаний - это малые территориальные сетевые организации (ТСО). Эти организации обслуживают, как правило, электросети небольших муниципальных образований, могут принадлежать как муниципальным властям, так и частным региональным инвесторам. Число таких организаций велико, однако доля их услуг в стоимостном выражении в сравнении со стоимостью услуг Холдинга МРСК и ФСК не столь значительна. Здесь же стоит упомянуть и о существовании бесхозных сетей - то есть таких электросетей, право собственности на которые не закреплено ни за каким владельцем. Такое стало возможно в результате множественных экономических преобразований, потрясших экономику страны в течение последних десятилетий.
Ввиду слабой управляемости и низкого уровня контроля за деятельностью малых ТСО со стороны муниципальных и региональных властей, других государственных органов, а также ввиду слабой мотивации текущих собственников развивать и поддерживать в требуемом состоянии электросети своих ТСО, всё чаще появляются предложения о поглощении малых сетевых компаний компаниями структуры МРСК. Это, с одной стороны, безусловно идёт в разрез с идеями реформы отрасли (рост числа участников и развитие конкуренции), но с другой стороны, в условиях российской действительности (неэффективность малых собственников, настроенных на краткосрочное пользование доставшимся активом с максимальной краткосрочной отдачей в ущерб инвестиционному развитию) может оказаться и эффективным.

3 группа. Энергосбытовые компании
Главными представителями этой группы компаний отрасли являются эенргосбыты - наследники империи РАО ЕЭС. Это «осколки» вертикально-интегрированных АО-энерго, получившие особый статус - статус гарантирующего поставщика. Ввиду такой специфики энергосбытовой сегмент, пожалуй, на сегодня является самым нереформированным сегментом из всех.
Кроме гарантирующих поставщиков существуют и независимые энергосбытовые компании. Это, в первую очередь, компании, осуществляющие поставку электрической энергии и мощности крупным потребителям непосредственно с оптового рынка электрической энергии и мощности (ОРЭМ). Кроме таких компаний, существуют и те, которые осуществляют деятельность по купле-продаже электрической энергии на розничных рынках. Но таких компаний значительно меньше ввиду особенностей правил рынка.

4 группа. Компании, осуществляющие управление режимами единой энергосистемы России
Это, в первую очередь, Системный оператор Единой энергетической системы России (СО ЕЭС), а также его территориальные подразделения. Системный оператор несёт важную «интеллектуальную» нагрузку с технологической точки зрения. Он управляет электроэнергетическими режимами в энергосистеме. Его команды обязательны к исполнению для субъектов оперативно-диспетчерского управления (в первую очередь, для генерирующих и электросетевых компаний).
В пределах технологически изолированных территориальных энергосистем управление режимами осуществляет отдельная компания, на которую возложены функции по оперативно-диспетчерскому управлению в местной энергосистеме. Это может быть сетевая организация. (Такая ситуация может быть в изолированных энергорайонах, например, на северных территориях, в Якутии.)

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

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

Группа 7. Потребители электрической энергии, мелкие производители электрической энергии
Это множество различного масштаба предприятий, организаций - субъектов экономики РФ, а также граждан страны, осуществляющих потребление электрической энергии для собственных нужд.
С точки зрения современной структуры отрасли всех потребителей можно разделить на потребителей розничных рынков (самая многочисленная группа) и потребителей оптового рынка. Потребителями оптового рынка могут стать лишь крупные предприятия, к тому же осуществившие ряд необходимых мероприятий: установку АИИС КУЭ (автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учёта электрической энергии), совершивших ряд организационных мероприятий для получения статуса субъекта ОРЭМ и получения допуска к торговой системе ОРЭМ. Поскольку все эти мероприятия требуют финансовых вложений, то их эффективность для каждого конкретного потребителя следует проверять отдельно.
Поскольку рынок электрической энергии и мощности в России начал функционировать совсем недавно, а стимулов для активного развития мелких электростанций по существу не создано до сих пор, малые производители электрической энергии представлены, главным образом, промышленными предприятиями, имеющими в собственности небольшие (по масштабам ОРЭМ) тепловые электрические станции, чаще ТЭЦ, которые были построены во времена существования СССР в целях удовлетворения собственных производственных потребностей в энергоресурсах (электрическая и тепловая энергия). Поскольку производство во многих секторах экономики со времён распада СССР существенно сократилось, такие предприятия получили возможность реализовывать излишки генерируемой электрической энергии и мощности другим потребителям. Эти предприятия становятся поставщиками на розничных рынках. Ввиду изменений в Федеральный закон №35-ФЗ, которые были внесены в июле 2010 года, уже с 2011 года многие из этих произодителей будут обязаны осуществлять куплю-продажу электрической энергии и мощности на ОРЭМ. Тем самым количество розничных производителей, которое и сейчас невелико, сократится до незначительного числа.

Информация для данного раздела подготовлена на основании данных АО «СО ЕЭС».

Энергосистема Российской Федерации состоит из ЕЭС России (семь объединенных энергосистем (ОЭС) – ОЭС Центра, Средней Волги, Урала, Северо-Запада, Юга и Сибири) и территориально изолированных энергосистем (Чукотский автономный округ, Камчатский край, Сахалинская и Магаданская область, Норильско-Таймырский и Николаевский энергорайоны, энергосистемы северной части Республики Саха (Якутия)).

Потребление электрической энергии

Фактическое потребление электроэнергии в Российской Федерации в 2018 г. составило 1076,2 млрд кВт∙ч (по ЕЭС России 1055,6 - млрд кВт∙ч), что выше факта 2017 г. на 1,6% (по ЕЭС России - на 1,5%).

В 2018 г. увеличение годового объема электропотребления ЕЭС России из‑за влияния температурного фактора (на фоне понижения среднегодовой температуры относительно прошлого года на 0,6°С) оценивается величиной около 5,0 млрд кВт-ч. Наиболее значительное влияние температуры на изменение динамики электропотребления наблюдалось в марте, октябре и декабре 2018 г.,
когда соответствующие отклонения среднемесячных температур достигали максимальных значений.

Кроме температурного фактора на положительную динамику изменения электропотребления в ЕЭС России в 2018 г. повлияло увеличение потребления электроэнергии промышленными предприятиями. В большей степени этот прирост обеспечен на металлургических предприятиях, предприятиях деревообрабатывающей промышленности, объектах нефте-газопроводного и железнодорожного транспорта.

В течение 2018 г. значительный рост потребления электроэнергии на крупных металлургических предприятиях, повлиявший на общую положительную динамику изменения объемов электропотребления в соответствующих территориальных энергосистемах, наблюдался:

• в энергосистеме Вологодской области (прирост потребления 2,7% к 2017 г.) - увеличение потребления ПАО «Северсталь»;
• в энергосистеме Липецкой области (прирост потребления 3,7% к 2017 г.) - увеличение потребления ПАО «НЛМК»;
• в энергосистеме Оренбургской области (прирост потребления 2,5% к 2017 г.) - увеличение потребления АО «Уральская сталь»;
• в энергосистеме Кемеровской области (прирост потребления 2,0% к 2017 г.) - увеличение потребления АО «Кузнецкие ферросплавы».

В составе крупных промышленных предприятий деревообрабатывающей промышленности, увеличивших в отчетном году потребление электроэнергии:

• в энергосистеме Пермской области (прирост потребления 2,5% к 2017 г.) - увеличение потребления АО «Соликамскбумпром»;
• в энергосистеме Республики Коми (прирост потребления 0,9% к 2017 г.) - увеличение потребления АО «Монди СЛПК».

Среди промышленных предприятий нефтепроводного транспорта, увеличивших в 2018 г. годовые объемы потребления электроэнергии:

• в энергосистемах Астраханской области (прирост потребления (1,2% к 2017 г.) и Республики Калмыкия (прирост потребления 23,1% к 2017 г.) - увеличение потребления АО «КТК-Р» (Каспийский трубопроводный консорциум);
• в энергосистемах Иркутской (прирост потребления 3,3% к 2017 г.), Томской (прирост потребления 2,4% к 2017 г.), Амурской областей (прирост потребления 1,5% к 2017 г.) и Южно-Якутского энергорайона энергосистемы Республики Саха (Якутия) (прирост потребления 14,9% к 2017 г.) - увеличение потребления магистральными нефтепроводами на территориях указанных субъектов Российской Федерации.

Увеличение объемов потребления электроэнергии предприятиями газотранспортной системы в 2018 г. отмечено на промышленных предприятиях:

• в энергосистеме Нижегородской области (прирост потребления 0,4% к 2017 г.) - увеличение потребления ООО «Газпром трансгаз Нижний Новгород»;
• в энергосистеме Самарской области (прирост потребления 2,3% к 2017 г.) - увеличение потребления ООО «Газпром трансгаз Самара»;
• в энергосистемах Оренбургской (прирост потребления 2,5% к 2017 г.) и Челябинской областей (прирост потребления 0,8% к 2017 г.) - увеличение потребления ООО «Газпром трансгаз Екатеринбург»;
• в энергосистеме Свердловской области (прирост потребления 1,4% к 2017 г.) - увеличение потребления ООО «Газпром трансгаз Югорск».

В 2018 г. наиболее значительное увеличение объемов железнодорожных перевозок и вместе с ним увеличение годовых объемов потребления электроэнергии предприятиями железнодорожного транспорта наблюдалось в ОЭС Сибири в энергосистемах Иркутской области, Забайкальского и Красноярского краев и Республики Тыва, а также в границах территорий энергосистем г. Москвы и Московской области и г. Санкт-Петербурга и Ленинградской области.

При оценке положительной динамики изменения объема потребления электроэнергии следует отметить рост в течение всего 2018 г. электропотребления на предприятии АО «СУАЛ» филиал «Волгоградский алюминиевый завод».

В 2018 г. с увеличением объема производства электроэнергии на тепловых и атомных электростанциях наблюдалось увеличение расхода электроэнергии на собственные, производственные и хозяйственные нужды электростанций. Для АЭС это проявилось в значительной мере с вводом в 2018 г. новых энергоблоков №5 на Ленинградской АЭС и №4 на Ростовской АЭС.

Производство электрической энергии

В 2018 г. выработка электроэнергии электростанциями России, включая производство электроэнергии на электростанциях промышленных предприятий, составила 1091,7 млрд кВт∙ч (по ЕЭС России - 1070,9 млрд кВт∙ч) (табл. 1, табл. 2).

Увеличение к объему производства электроэнергии в 2018 г. составило 1,7%, в том числе:

• ТЭС - 630,7 млрд кВт∙ч (падение на 1,3%);
• ГЭС - 193,7 млрд кВт∙ч (увеличение на 3,3%);
• АЭС - 204,3 млрд кВт∙ч (увеличение на 0,7%);
• электростанции промышленных предприятий - 62,0 млрд кВт∙ч (увеличение на 2,9%).
• СЭС - 0,8 млрд кВт∙ч (увеличение на 35,7%).
• ВЭС - 0,2 млрд кВт∙ч (увеличение на 69,2%).

Табл. 1 Баланс электрической энергии за 2018 г., млрд кВтч

			Изменение, % к 2017
Выработка электроэнергии, всего
Электростанции промышленных предприятий
Потребление электроэнергии
Сальдо перетоков электроэнергии, «+» - прием, «-» - выдача

Табл. 2 Производство электроэнергии в России по ОЭС и энергозонам в 2018 г., млрд кВтч

			Изменение, % к 2017
Энергозона Европейской части и Урала, в т.ч.: числе:
ОЭС Центра
ОЭС Северо-Запада
ОЭС Средней Волги
ОЭС Урала
Энергозона Сибири, в т.ч.:
ОЭС Сибири
Энергозона Востока, в т.ч.:
ОЭС Востока
Изолированные энергорайоны
Итого по России

* - Норильско-Таймырский энергетический комплекс

Структура и показатели использования установленной мощности

Число часов использования установленной мощности электростанций в целом по ЕЭС России в 2018 г. составило 4411 часов или 50,4% календарного времени (коэффициент использования установленной мощности) (табл. 3, табл. 4).

В 2018 г. число часов и коэффициент использования установленной мощности (доля календарного времени) по типам генерации следующие:

• ТЭС - около 4 075 часов (46,5% календарного времени);
• АЭС - 6 869 часов (78,4% календарного времени);
• ГЭС - 3 791 часов (43,3% календарного времени);
• ВЭС - 1 602 часов (18,3% календарного времени);
• СЭС - 1 283 часов (14,6% календарного времени).

По сравнению с 2017 г. использование установленной мощности на ТЭС и ГЭС увеличилось на 20 и 84 часа соответственно, снизилось на СЭС на 2 часа.

Существенно, на 409 часов снизилось использование установленной мощности АЭС, а использование установленной мощности ВЭС наоборот увеличилось на 304 часа.

Табл. 3 Структура установленной мощности электростанций объединенных энергосистем и ЕЭС России на 01.01.2019

	Всего, МВт					В ЭС
ЕЭС РОССИИ	243 243,2
ОЭС Центра	52 447,3
ОЭС Средней Волги	27 591,8
ОЭС Урала	53 614,3
ОЭС Северо-Запада	24 551,8
	23 535,9
ОЭС Сибири	51 861,1
ОЭС Востока

Табл. 4 Коэффициенты использования установленной мощности электростанций по ЕЭС России и отдельным ОЭС в 2017 и 2018 годах, %

				В ЭС					В ЭС
ЕЭС России
ОЭС Центра
ОЭС Средней Волги
ОЭС Урала
ОЭС Северо- Запада
ОЭС Сибири
ОЭС Востока

Табл. 5 Изменение показателей установленной мощности электростанций объединенных энергосистем, в том числе ЕЭС России в 2018 году

	01.01.2018, МВт	Ввод	Вывод из эксплуатации (демонтаж, длительная консервация)	Перемаркировка		Прочие изменения (уточнение и др.)	На 01.01.2019, МВт
РОССИЯ	246 867,6						250 442,0
ЕЭС РОССИИ	239 812,2						243 243,2
ОЭС Центра	53 077,1						52 447,3
ОЭС Средней Волги	27 203,8						27 591,8
ОЭС Урала	52 714,9						53 614,3
ОЭС Северо-Запада	23 865,2						24 551,8
	21 538,5						23 535,9
ОЭС Сибири	51 911,2						51 861,1
ОЭС Востока
Технологически изолированные территориальные энергосистемы: