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

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

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.

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.

По производству электроэнергии Россия занимает 4-е место в мире. Более 70% электроэнергии производится на тепловых станциях (ТЭС), работающих на газе, мазуте, угле и торфе, остальная энергия -- примерно поровну -- на гидравлических (ГЭС) и атомных (АЭС) станциях. Электроэнергетика является ведущей составной частью энергетики, обеспечивающей электрификацию страны на основе производства и распределения электроэнергии. Электроэнергия обладает целым рядом преимуществ перед всеми широко используемыми видами энергии. К ним относят возможность передачи на большие расстояния, распределения между потребителями и преобразования в другие виды энергии. Электроэнергию невозможно накапливать в больших количествах, поэтому разрабатываются различные способы накопления потенциальной энергии на различных стадиях производства энергии электрической. Технологическая структура электроэнергетики включает производство электроэнергии, ее транспортировку по линиям электропередач и распределение среди потребителей. Российская электроэнергетика -- это около 600 тепловых, 100 гидравлических и 11 атомных электростанций.

В настоящее время на Россию приходится примерно 10% производимой в мире электроэнергии, но в среднедушевом исчислении страна находится во 2-м десятке государств. Положительной стороной тепловой энергетики России является преобладание нефтегазового топлива, на котором работают электростанции Европейского региона и Западной Сибири. Только в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке преобладают угольные ТЭС.

Преимуществом АЭС является их независимость от размещения топливных баз. Поэтому все крупные АЭС расположены в Европейском, дефицитном по топливу регионе страны. Небольшая АЭС работает на Чукотке. В настоящее время в России работают следующие АЭС: Кольская (Мурманская обл.), Ленинградская (Ленинградская обл.), Калининская (Тверская обл.), Смоленская (Смоленская обл.), Обнинская (Калужская обл., ее значение в выработке электроэнергии невелико), Нововоронежская (Воронежская обл.), Курская (Курская обл.), Волгодонская (Ростовская обл.), Балаковская (Саратовская обл.), Белоярская (Свердловская обл.), Билибинская (Чукотский АО). В настоящее время принята программа дальнейшего развития атомной энергетики как наиболее перспективной отрасли. Россия строит несколько АЭС за рубежом -- в Китае, Индии, Иране. Гидроресурсы служат важным источником энергии для районов Восточной Сибири, где на Ангаре и Енисее работают 5 мощных ГЭС, а также для Поволжья, где действуют 10 станций Волжско-Камского каскада. Среди более чем 1000 электростанций России выделяются по своей мощности Костромская, Рефтинская (около Екатеринбурга), Сургутская тепловые, Ленинградская и Нововоронежская атомные, Красноярская и Саянско-Шушенская гидростанции. Большинство крупных электростанций страны объединены в региональные энергосистемы, также соединенные между собой. Поэтому энергия может перераспределяться между районами страны (на расстоянии в сотни километров), позволяя снимать пиковые нагрузки и использовать ее свободные резервы.

Россия передает электроэнергию в страны СНГ. Восстанавливается единая энергосистема между Россией, Украиной, Казахстаном; формируется новая энергосистема, объединяющая Россию, страны Балтии, Польшу, Белоруссию, с дальнейшим выходом через нее в страны Западной Европы. Проектируются линии электропередач на востоке страны -- в Южную Корею, Индию, Китай, Японию на основе разработок сибирского угля и строительства системы крупных ТЭС.

Энергетика занимается производством и передачей электроэнергии и является одной из базовых отраслей тяжелой промышленности. Отличительная особенность экономики России -- это высокая по сравнению с экономически развитыми странами удельная энергоемкость производимого национального дохода.

Развитие электроэнергетики в России связано с планом ГОЭЛРО, который был разработан в 1920--1921 гг. Рассчитанный на 10--15 лет план предусматривал строительство 10 гидроэлектростанций и 20 тепловых электростанций. К 1935 г. было построено 40 районных электростанций вместо 30. План ГОЭЛРО создал основу индустриализации России. В 1920-е гг. Россия занимала одно из последних мест в мире по выработке электроэнергии, в конце 1940-х гг. страна заняла первое место в Европе и второе место в мире.

Крупные электростанции играют значительную районообразующую роль. На их базе возникают энергоемкие и теплоемкие производства.

Электроэнергетика включает тепловые электростанции, атомные электростанции, гидроэлектростанции (включая гидроаккумулирующие и приливные), прочие электростанции (ветростанции, гелиостанции, геотермальные), электрические сети, тепловые сети, самостоятельные котельные.

Тепловые электростанции (ТЭС). Основной тип электростанций в России -- тепловые, работающие на органическом топливе (уголь, газ, мазут, сланцы, торф). Основную роль играют мощные (более 2 млн кВт) государственные районные электростанции (ГРЭС), обеспечивающие потребности экономического района и работающие в энергосистемах. На размещение тепловых электростанций оказывают основное влияние топливный и потребительский факторы. Наиболее мощные ТЭС расположены, как правило, в местах добычи топлива (чем крупнее электростанция, тем дальше она может передавать энергию).

ГРЭС мощностью более 2 млн кВт расположены в следующих экономических районах: Центральном (Костромская, Рязанская, Конаковская); Уральском (Рефтинская, Троицкая, Ириклинская); Поволжском (Заинская); Восточно-Сибирском (Назаровская); Западно-Сибирском (Сургутские); Северо-Кавказском (Ставропольская); Северо-Западном (Киришская) (табл. 7.5).

Гидравлические электростанции (ГЭС). Они занимают второе место по количеству вырабатываемой электроэнергии. Гидроэлектростанции являются эффективным источником энергии, поскольку они используют возобновимые ресурсы, они просты в управлении (количество персонала на ГЭС в 15--20 раз меньше, чем на ГРЭС), имеют высокий КПД (более 80%), производят самую дешевую энергию.

Строительство ГЭС требует длительных сроков и больших удельных капитальных вложений, связано с потерями земель на равнинах, наносит ущерб сельскому и рыбному хозяйству.

К ГЭС мощностью более 2 млн кВт относятся Саяно-Шушенская, Красноярская, Братская, Усть-Илимская в Восточно-Сибирском экономическом районе; Волжская (Волгоград), Волжская (Самара) в Поволжском экономическом районе.

Для гидростроительства в настоящее время характерно сооружение на реках каскадов гидроэлектростанций.

Каскад представляет собой группу ГЭС, расположенных ступенями по течению водного потока для последовательного использования его энергии. При этом помимо получения электроэнергии решаются проблемы снабжения населения и производства водой, устранения паводков, улучшения транспортных условий. Но создание каскадов привело к нарушению экологического равновесия.

Самые крупные ГЭС в стране входят в состав Ангаро-Енисейского каскада: Саяно-Шушенская, Красноярская на Енисее, Иркутская, Братская, Усть-Илимская, Богучанская на Ангаре.

В европейской части страны создан крупный каскад ГЭС на Волге. В его состав входят Иваньковская, Рыбинская, Городецкая, Чебоксарская, Волжская (Самара), Саратовская, Волжская (Волгоград) и другие ГЭС.

В отечественной электроэнергетике используются альтернативные источники энергии: солнца, ветра, внутреннего тепла земли, морских приливов. Построены природные электростанции (ПЭС). На приливных волнах на Кольском полуострове сооружена Кислогубская ПЭС (400 кВт), которой более 30 лет; проектируется Мезенская ПЭС. Самые мощные ПЭС (20 тыс. кВт) построены в Канаде и Китае. На термальных водах Камчатки построена Паужетская ГеоТЭС. Ветровые энергоустановки имеются в жилых поселках Крайнего Севера, гелиоустановки на Северном Кавказе. Однако следует отметить и тот факт, что большинство возобновляемых источников энергии в условиях экономической нестабильности в России неконкурентоспособно в сравнении с традиционными электростанциями из-за высокой удельной стоимости электроэнергии.

Электроэнергетика объединяет все процессы производства, передачи, трансформации и потребления электроэнергии. Она решающим образом влияет на уровень развития НТП в стране, а также на территориальную организацию народного хозяйства.

Россия занимает второе место в мире по производству электроэнергии (786,9 млрд. кВт/ч в 1997 г.), однако показатель выработки электроэнергии на душу населения пока еще ниже, чем в развитых странах. Электроэнергетика наряду с газовой промышленностью принадлежит к отраслям ТЭК, сохранившим стабильность развития.

На размещение предприятий электроэнергетики, в основном, влияют два фактора: наличие топливно-энергетической базы и потребителей энергии. Раньше 9/10 всей электроэнергии в стране производилось в европейской части России, в настоящее время наметился сдвиг в размещении отрасли на восток.

В структуре производства электроэнергии более 70% приходится на ТЭС, 20% - на ГЭС, около 10% - на АЭС.

Основными в составе электроэнергетики являются тепловые станции (ТЭС). Они дают свыше 2/3 электроэнергии. Это связано с тем, что Россия обладает большими и разнообразными запасами топливных ресурсов, ТЭС можно размещать непосредственно вблизи потребителя.

Тепловые станции России работают на угле, мазуте, природном газе, сланцах, торфе, используют внутреннюю энергию Земли.

Теплоэлектростанции на традиционных видах топлива (угле, газе, мазуте, торфе) могут быть двух видов: конденсационные (когда прошедший через турбину отработанный пар охлаждается, конденсируется и вновь поступает в котел) и теплоэлектроцентрали (ТЭЦ). В последних отработанный пар затем используется для отопления. ТЭЦ строят обычно в крупных городах, поскольку передача пара или горячей воды пока возможна на расстоянии не более 20 км.

Конденсационные электростанции, обслуживающие большие территории, называют государственными районными электростанциями (ГРЭС). Именно на них вырабатывается большая часть электроэнергии.

В электроэнергетике сложилась тенденция строительства мощных ТЭС. Самые крупные из них (мощностью свыше 2 млн. кВт) - Костромская и Конаковская (в Центральном районе), Рефтинская и Троицкая (на Урале), Киришская (в Северо-Западном районе), Заинская (в Поволжье), Сургутская и Нижневартовская, Березовская, Назаровская, Не-рюнгринская (в Сибири и на Дальнем Востоке).

Россия обладает огромным гидропотенциалом, особенно в восточной части страны. Самые мощные гидроэлектростанции (ГЭС) построены на реках с большим падением и расходом воды. Это Саяно-Шушенская и Красноярская ГЭС на Енисее (обе мощностью по 6 млн. кВт), Братская и Усть-Илимс-кая на Ангаре (более чем по 4 млн. кВ). Но создание крупных ГЭС неблагоприятно влияет на окружающую среду. Особенно это касается ГЭС на равнинных реках, где водохранилища затапливают огромные территории, нарушают режим реки. Замедление течения реки приводит к резкому снижению ее способности к самоочистке, заиливанию русла, нарушению всей экосистемы в целом. Поэтому в перспективе планируется создание средних и малых ГЭС.

Значительный экономический эффект дают также гидроаккумулирующие станции (ГАЭС), покрывающие «пиковые нагрузки» на энергетические системы. Очень перспективным направлением развития гидроэнергетики является также создание приливных электростанций (ПЭС), использующих энергию морских вод. В России сейчас действует опытная Кислогубская ПЭС, планируется создание еще нескольких ПЭС.

Атомные электростанции (АЭС) - важная часть электроэнергетики всех развитых стран мира. Первая на планете АЭС была сооружена в г. Обнинске в 1954 г. С тех пор в России и бывших союзных республиках построено достаточно много АЭС, большинство - в европейской части России, на Украине и в Литве. Сейчас в стране действуют девять крупных АЭС - Курская (4 млн. кВт), Смоленская, Тверская, Нововоронежская, Ленинградская, Балашовская, Белоярская, Кольская.

После аварии на Чернобыльской АЭС в 1986 году строительство многих электростанций и ввод новых энергоблоков были приостановлены, темпы развития атомной энергетики замедлялись.

В настоящее время функционирует Единая энергетическая система (ЕЭС) России, объединяющая многочисленные электростанции европейской части и Сибири. Передача электроэнергии на большие расстояния осуществляется с помощью высоковольтных линий электропередачи (ЛЭП).

Современное состояние ТЭК в России, как и в других странах, требует решить ряд проблем. Во-первых, это колоссальное увеличение добычи невозобновляемых источников энергии за последние десятилетия и все возрастающее загрязнение окружающей среды. На долю ТЭК в нашей стране приходится около 48% выбросов вредных веществ в атмосферу, 36% сточных вод и свыше 30% твердых отходов от всех загрязнителей. Все это требует не только внедрения новых технологий производства электроэнергии, но и использования возобновляемых источников энергии (ВИЗ). В мире сейчас 1/7 электроэнергии получают за счет ВИЗ: солнечного излучения, ветра, тепла Земли, энергии приливов. Вопрос о расширении использования ВИЗ для России особенно актуален, так как у нас энергоснабжение более 70% территории базируется в основном на привозном органическом топливе; транспортировка его очень дорога (до 1/5 стоимости топлива), а в условиях экономического кризиса регулярность снабжения нарушается. Поэтому перестройка энергобаланса должна идти и в направлении увеличения доли ВИЗ до 20% в среднем по России (в некоторых регионах - до 50% и более).

Во-вторых, перспективы развития ТЭК связаны также с проведением энергосберегающей политики, так как почти 2/3 производимой энергии не доходит до потребителя, преобразуясь в тепловую энергию.

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

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

* - 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

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

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