Производственно-организационная структура электроэнергетики

Характеристика производственно-организационной структуры, состава и функций хозяйствующих субъектов в электроэнергетике страны и форм собственности на их активы представлены в таблице 1.12. и на рис. 1.2.

Как видно из таблицы, производственную деятельность в отрасли преимущественно осуществляют хозяйствующие субъекты, специализированные по функциям генерации энергии, ее транспорта по магистральным и распределительным сетям, сбыта энергии. В то же время в процессе рыночного реформирования отрасли по различным причинам сохранился ряд энергетических компаний, продолжающих совмещать указанные функции, на их долю приходится до 20% объема производства электроэнергии стране.

Технологической основой электроэнергетики являются электроэнергетические системы (ЭЭС), представляющие собой совокупность генерирующих источников (электростанций) и электрических сетей различного напряжения, в каждый момент времени совместно участвующих в едином процессе производства, транспорта и распределения

электрической энергии.

Таблица 1.12.

Название хозяйствующего субъекта	Функции	Характеристика активов	Количество субъектов	Форма собственности
Оптовые генерирующие компании (ОГК)	Генерация электро и теплоэнергии	Крупные КЭС мощностью более 1000 МВт		Акционерная
Территориальные генерирую-щие компании (ТГК)	Генерация электро и теплоэнергии	ТЭЦ, крупные котельные, небольшие ГЭС, тепловые сети		Акционерная
ГК Росэнергоатом	Генерация электро и теплоэнергии	АЭС		Государствен-ная
Русгидро	Генерация электро-энергии	Крупные мощностью свыше 300 МВТ		Акционерная с долей государ-ства более 50%
Федеральная сетевая компания (ФСК)	Магистраль-ный тран-спорт элек-троэнергии	Электрические сети 330-1150 кВ		Акционерная с долей госу-дарства более 75%
Территориальные сетевые организации	Транспорт электроэнер-гии к пот-ребителям	Электрические сети 220 – 0,4 кВ	Более 2000	Акционерная Муниципальная
Сбытовые компании	Продажа электро и теплоэнергии потребителям	Информационные системы	Более 300	Акционерная
Интегрированные компании – РАО ЭС Востока, ИнтерРАО ЕЭС, Татэнерго, Башкирэнерго, Иркутскэнерго, Новосибирскэнерго, Нориско-Таймырская ЭК	Генерация электро и теплоэнергии, транспорт электроэнер-гии к пот-ребителям, продажа электро и теплоэнергии потребителям	КЭС, ТЭЦ, крупные котельные, ГЭС, тепловые сети, электрические сети 220 – 0,4 кВ, информационные системы		Акционерная, государственная республиканская
Системный оператор	Диспетчерско-технологичес-кое управле-ние	Системы и сред-ства управления режимами		Государственная

Рис.1.2. Производственно-организационная структура электро-

энергетики России.

Единство указанного процесса обуславливается спецификой электромагнитных свойств электроэнергии, у которой не существует возможности накопления хранения. Процесс производства, транспорта и распределения электрической энергии является весьма сложным в связи существенными различиями в технических характеристиках различных типов электростанций и в видах используемого ими топлива, неравномерностью графиков потребления электроэнергии во времени, значительного влияния электромагнитных характеристик оборудования электростанций и электрических сетей на режимы их совместной работы.

Как следствие, в электроэнергетике для управления режимами работы ЭЭС используются специальные системы и средства диспетчерско-технологического управления, воздействующие на режимы работы отдельных объектов и элементов ЭЭС.

При значительных масштабах ЭЭС, охватывающих значительные территории, система диспетчерско-технологического управления организуется по иерархическому принципу, предполагающему разделение

задач управления по масштабам территорий, охватываемых ЭЭС. Соответственно, на территории России в соответствии с действующей системой и организацией диспетчерско-технологического управления в электроэнергетике для целей прогнозирования и планирования развития функционирования рассматриваются три уровня ЭЭС:

- региональные энергосистемы (РЭС), в состав которых включаются электрически связанные генерирующие источники и электрические сети независимо от форм собственности на энергетические объекты и их организационной принадлежности. В целом на территории страны выделяются 67 региональных энергосистем, охватывающих, как правило, территорию субъекта РФ за исключением Московской и Ленинградской энергосистем, действующих на территории двух субъектов РФ, соответственно, г. Москва и Московская область и г. Санкт-Петербург и Ленинградская область.

- объединенные энергосистемы (ОЭС), включающие электрически связанные региональные энергосистемы и охватывающие значительные зоны на территории страны. Как показано на рис. 1.3, в целом по стране выделяются 7 объединенных энергосистем, действующих в зонах Северо -

Рис.1.3. Перетоки электроэнергии в ЕЭС страны в 2009 году, млрд.кВтч.

Запада, Центра, Средней Волги, Юга Урала, Сибири и Востока. В общей сложности в состав ОЭС включается 62 региональные энергосистемы. 5 региональных энергосистем являются изолированными, не входящими в состав ОЭС и действующими на территориях г.Норильск, Республики Саха (Якутия), Сахалинской и Магаданской областей, Камчатского края.

- единая энергосистема стран (ЕЭС), в составе которой параллельно работают ОЭС Северо - Запада, Центра, Средней Волги, Юга Урала, Сибири. ОЭС Востока имеет слабую связь с ОЭС Сибири и работает отдельно от остальных ОЭС.

Технология и организация планирования развития ЭЭС.

Как отмечалось во введении, основной целью планирования развития ЭЭС является технико-экономическое обоснование состава и сроков реализации решений по реконструкции и модернизации существующих энергетических объектов и решений по составу, размещению и основным параметрам подлежащих сооружению новых объектов и срокам строительства и ввода в эксплуатацию этих объектов. Указанные обоснования являются основой для формирования текущих и перспективных инвестиционных программ хозяйствующих субъектов отрасли.

В целом технологическая схема обоснования решений представлена в таблице 2.1., где для каждого технологического этап указана длительность рассматриваемой временной перспективы, исходя из длительности инвестиционного цикла реализации соответствующих решений, а также показан территориальный уровень ЭСС, в границах которого должно проводиться обоснование.

Таблица 2.1.

Технологические этапы обоснования решений

при планировании развития ЭЭС.

№№	Содержание этапов	Обосновываемые решения	Уровень ЭЭС	Длитель-ность перспекти-вы, лет
1.	Анализ существующего состояния ЭЭС		ЕЭС, ОЭС, РЭС, энергоузлы
2.	Прогнозирование потребления электрической и тепловой энергии.	Перспективные уровни энергопотребления	ЕЭС, ОЭС, РЭС, энергоузлы	5-20
3.	Прогнозирование режимов энергопотребления	Годовые и месячные максимумы нагрузки, характерные суточные и годовые графики нагрузки	ЕЭС, ОЭС, РЭС	5-20
4.	Прогноз динамики изме-нения установленной и располагаемой мощности электростанций, существу-ющих на начало периода планирования.	Объемы демонтажа оборудования, динамика изменения мощностей вследствие демонтажа, реконструкции и модер-низации оборудования.	ЕЭС, ОЭС, РЭС	5-20
5.	Разработка перспективных балансов мощности и прогноз потребности во вводе новых мощностей, включая обоснование необ-ходимых резервов мощ-ности;	Объемы потребности во вводе новых мощностей Объемы резервов мощ-ности по видам Величины балансовых потоков мощности между ОЭС и РЭС в ЕЭС	ЕЭС, ОЭС, РЭС	5-20
6.	Технико-экономическое обоснование решений по развитию и размещению генерирующих мощностей и срокам их ввода, в том числе:     - АЭС и крупных ГЭС; - КЭС, ТЭЦ, средних и мелких ГЭС и ГАЭС	Структура и размещение генерирующих источни-ков по типам электро-станций и видам топлива; Основные системные параметры; Сроки ввода и реконструкции генерирующих объектов	ЕЭС, ОЭС, РЭС	10-20 10-15
7.	Разработка перспективных балансов электроэнергии, включая анализ режимов работы электростанций в характерных суточных и годовых графиках нагрузки	Объемы производства электроэнергии по типам электростанций Объемы перетоков энергии между ОЭС и РЭС в ЕЭС Величины мощности ГЭС и ГАЭС, исполь-зуемых в графиках нагрузки Режимы загрузки оборудования электро-станций различного типа в суточных и годовых графиках нагрузки	ЕЭС, ОЭС, РЭС	5-20
8.	Разработка требований к пропускной способности межсистемных связей (магистральной сети 330-750 кВ)	Требования к пропуск-ной способности меж-системных связей для обеспечения сведения балансов мощности ОЭС и РЭС в ЕЭС и нормативной надежно-сти энергоснабжения потребителей ЭЭС в аварийных ситуациях	ЕЭС, ОЭС, РЭС	10-20
9.	Разработка и обоснование решений по развитию магистральной сети 330 (220) -750 кВ, включая анализ электрических режимов работы ЭЭС	Схемы сетей по напряжениям и роду тока (переменный постоянный) Состав, размещение и основные параметры электросетевых объек-тов и сроки их ввода и реконструкции	ЕЭС, ОЭС, РЭС	10-20
10.	Разработка и обоснование решений по развитию распределительных элек-трических сетей 110 (220) -0,4 кВ, включая анализ электрических режимов работы сетей.	Схемы сетей по напряжениям Состав, размещение и основные параметры электросетевых объек-тов и сроки их ввода и реконструкции	РЭС, энергоузлы	5-15
11.	Разработка и обоснование решений по развитию систем диспетчерско-техно-логического управления (СДТУ)	Структура систем (СДТУ) Состав, размещение и основные параметры систем и оборудования и сроки их ввода и реконструкции	ЕЭС, ОЭС, РЭС	10-20
12.	Прогноз потребности в инвестициях на развитие и реконструкции электроэнергетики.	Структура и объемы инвестиций по перспек-тивным периодам	Страна, регионы Генерация по типам Сети по напряжениям СДТУ	5-20
13.	Прогноз цен и тарифов на электро и теплоэнергию	Уровни цен и тарифов по перспективным периодам	Страна, регионы, Зоны оптово-го и рознич-ных рынков электроэнер- гии и мощ-ности	5-20

В настоящее время Правительством страны определен представленный в таблице 2.2. основной состав работ по планированию и прогнозированию развития ЭЭС и отрасли электроэнергетика, в рамках которых осуществляется разработка и технико-экономическое обоснование указанных в таблице 2.1. решений и прогнозных показателей.

Таблица 2.2.

Состав работ по планированию и прогнозированию развития ЭЭС и отрасли электроэнергетика и обосновываемых в них решений.

№№	Наименование работ	Заказчик работ	Виды обосновываемых решений и прогнозных показателей	Рассматрива-емая перс-пекти-ва, годы
1.	Генеральная схема размещения объектов электроэнергетики	Минэнерго РФ	Перспективная структура и территориальное размеще-ние по регионам страны генерирующих источников по типам электростанций и видам топлива Предельные уровни развития ГЭС и АЭС на перспективные этапы Схемы и основные параметры дальних электро-передач постоянного и переменного тока Прогноз объемов экспорта - импорта электроэнергии по регионам страны Прогноз потребности электроэнергетики в топливе по видам на перспективу Прогноз потребности отрасли в инвестициях по источникам финансирования	10-20
2.	Схема развития ЕЭС страны и национальной электри-ческой сети.	Системный оператор, Федераль-ная сетевая компания	Объемы и сроки ввода и реконструкции крупных генерирующих источников по территории страны Схемы, состав, основные параметры и сроки ввода объектов магистральных сетей напряжением 330 кВ и выше Схемы и основные параметры систем и средств диспетчерско-технологи-ческого управления	10-15(20)
3.	Схемы и программы перспективного развития электроэнергетики субъектов РФ	Админи-страции субъектов РФ Крупные территориальные сетевые компании	Состав, размещение, основные параметры и сроки ввода ТЭЦ и объектов малой генерации Схемы, состав, основные параметры и сроки ввода объектов распределительных сетей напряжением 35 - 220 кВ	5-15

Как видно из таблицы 2, государство выступает заказчиком «Генеральной схемы размещения объектов электроэнергетики», в рамках которой формируется долгосрочная политика развития электроэнергетики и обосновываются решения по развитию генерирующих источников с наиболее длительным инвестиционным циклом – крупные ГЭС и АЭС.

Государство также контролирует рекомендации и решения по развитию электроэнергетики, обосновываемые в рамках «Схемы развития ЕЭС страны и национальной электрической сети», путем утверждения указанной Схемы Правительством РФ. Аналогичным образом администрации субъектов РФ финансируют разработку и контролируют рекомендации и решения по развитию электроэнергетики, обосновываемые в рамках «Схем и программ перспективного развития электроэнергетики субъектов РФ».

Указанные выше работы по перспективному развитию электроэнергетики каждые 2-3 года подлежат постоянной корректировке и уточнению применительно к горизонту прогнозирования и планирования, рассматриваемого в работах.

Наряду с работами по перспективному развитию ЭЭС и электроэнергетики страны и регионов, указанными в таблице 2.2., выполняется целый ряд специализированных работ, включая схемы теплоснабжения городов и промышленных узлов, схемы развития электрических сетей напряжением 0,4-10 кВ населенных пунктов и промышленных узлов, системные разделы технико-экономических обоснований (ТЭО) энергетических объектов, схемы внешнего электроснабжения крупных потребителей электроэнергии и мощности. Также при необходимости выполняются работы обосновывающего характера – схемы использования гидроресурсов рек, схемы использования возобновляемых источников энергии (ВИЭ),прогнозы демонтажа, реконструкции и модернизации оборудования и др. Заказчиками этих работ могут выступать генерирующие и сетевые компании, администрации муниципальных образований, потребители энергии.