Файл: Рассмотреть теоретические аспекты функционирования электроэнергетики.pdf

1. Повышается надежность электроснабжения потребителей за счет более гибкого маневрирования резервами, сосредоточенными на отдельных электростанциях; сокращается суммарный потребный резерв мощностей; повышается качество энергии.

2. Обеспечивается экономическая целесообразность концентрации производства электроэнергии путем увеличения единичной мощности электростанций и установки на них более мощных блоков, поскольку ослабляется ограничивающее влияние ряда внешних факторов, в том числе условий резервирования.

3. Снижается общий (совмещенный) максимум нагрузки вслед­ствие несовпадения суточных максимумов нагрузки отдельных районов, что приводит к снижению необходимой генерирующей мощности объединенной энергосистемы.

4. Облегчается возможность задавать наиболее выгодные режимы работы для различных типов станций и агрегатов. В частности, создают­ся условия для использования мощных высокоэкономичных ГРЭС и АЭС в базе суточных графиков нагрузки энергосистемы.

5. Повышается эффективность использования различных энергети­ческих ресурсов, сокращаются железнодорожные перевозки топлива, с большим экономическим эффектом используются гидроэнергетические ресурсы, даже значительно удаленные от потребителей энергии. На­личие магистральных линий электропередачи в крупных энергосисте­мах и их объединениях обеспечивает наиболее эффективное использо­вание низкосортного топлива, экономически не выдерживающих даль­них перевозок.

6. Создается техническая возможность для ликвидации и предот­вращения нового строительства мелких неэкономичных изолированно работающих станций и котельных.

7. Коренным образом улучшаются условия и экономические пока­затели ТЭЦ за счет обеспечения возможности их работы в основном по теплофикационному режиму.[18]

Все перечисленные преимущества создают условия:

- для достижения максимально возможной экономии капита­ловложений и топлива;

- повышения производительности труда;

- снижения себестоимости энергии;

- увеличения прибыли и повышения рентабельности энергетиче­ского производства.

Энергосистемы классифицируются по мощности, структуре гене­рирующих мощностей и территориальному охвату. Преимущества крупных энергосистем:

- возможность использования крупных агрегатов и станций;

- гибкое маневрирование рабочими мощностями и резервами;

- наиболее эффективное использование различных топливно-энер­гетических ресурсов (ТЭР).

Эти и ряд других преимуществ явились определяющими фактора­ми создания и развития ОЭС (Центра, Урала, Сибири).

Структура энергосистем по мере их развития претерпевает измене­ния. Эти изменения происходят в зависимости от соотношения масшта­бов ввода новой мощности на ГРЭС, ТЭЦ, АЭС.

Одной из важнейших задач экономики энергетики является обосно­вание оптимальной перспективной структуры генерирующих мощно­стей энергосистем в динамике их развития.

По территориальному охвату различают следующие энергосистемы:

- районные (РЭУ и ПЭО), например Мосэнерго, Тулаэнерго;

- объединенные, например ОЭС Центра, Сибири;

- единую энергосистему РФ.

В настоящее время ЕЭС РФ представляет собой развивающийся в масштабе страны комплекс электростанций и электросетей, объеди­ненных общим технологическим режимом с единым оперативным управлением.

В связи с совпадением во времени производства и потребления электроэнергии возникает задача резервирования выхода из строя мощ­ностей в энергетике.

Основной проблемой резервирования в энергетике является обес­печение максимальной надежности и бесперебойности энергоснабже­ния, а также стабильности качественных параметров электроэнергии и теплоты как при аварийном выходе из строя агрегатов, так и при про­ведении плановых капитальных и текущих ремонтов оборудования. На­рушение электроснабжения приводит к экономическому ущербу у по­требителей, в большинстве случаев во много раз превышающему поте­ри энергосистем от недовыработки электроэнергии. Поэтому к резерви­рованию в энергетике предъявляются особенно высокие требования. Надежность электроснабжения достигается за счет наличия общеси­стемного резерва.

При этом простои технологического оборудования обычно бывают значительно продолжительнее, чем длительность перерывов энерго­снабжения. Перерыв в электроснабжении приводит к особенно значи­тельному ухудшению качества продукции и даже аварийной остановке производства.

В энергетике различают следующие виды системного резерва гене­рирующих мощностей:

- ремонтный резерв - служит для обеспечения проведения плано­вых (текущих, средних и капитальных) ремонтов основного оборудова­ния электростанций без отключений потребителей и снижения надежно­сти энергоснабжения;

- аварийный резерв - служит для покрытия нагрузки при аварий­ном выходе из строя основного оборудования электростанций. Он зави­сит от общей мощности всей энергосистемы, числа и типа установлен­ных на электростанциях агрегатов и должен быть не меньше мощности самого крупного агрегата в системе;

- народно-хозяйственный резерв - служит для покрытия нагрузки, возникшей сверх запланированной в текущем году и в расчете на бли­жайшую перспективу. Создается за счет опережающего ввода генериру­ющих мощностей.[10]

Все эти виды резервной мощности находятся в непосредственном ведении диспетчерских служб энергосистем и их объединений.

При обосновании величины и размещения резервной мощности в энергосистемах принимаются во внимание задаваемые уровни надеж­ности электроснабжения потребителей и расчетной аварийности агрега­тов электростанций, входящих в данную энергосистему.

2 Реформа электроэнергетики в России

2.1 Причины реформы электроэнергетики в России

До середины 1980-х годов в электроэнергетику вкладывались огромные деньги. Затем их объем стал существенно уменьшаться, и к началу 1990-х их поступление прекратилось вовсе. Аналогичная ситуация была и с вводом новых мощностей: огромные объемы в 1960-х и особенно в 1970-х годах, значительно меньшие – в 1980-х и полное отсутствие в 1990-х годах.

Бурные преобразования 1990-х годов и даже создание РАО «ЕЭС России» (в ноябре 1992 года) не вызвали в отрасли каких-либо содержательных изменений. Она оставалась островком социализма, работавшим на тех же принципах, что и в прежние десятилетия: бесперебойное энергоснабжение и затратный способ образования цены. В итоге электроэнергетика проваливалась в финансовую яму, развал был катастрофический.

Уровень оплаты и отключения электроэнергии. В 1998 году уровень оплаты электроэнергии и тепла потребителями не дотягивал до 85%, причем на долю «живых» денег приходилось менее 20%, остальное составляли векселя, зачеты, бартер – кирпичом, цементом, самолетами, ширпотребом. Некоторым региональным дочерним компаниям РАО «ЕЭС» потребители задолжали столько, сколько те зарабатывали за 2–3 года. Огромными были долги перед угольщиками, железнодорожниками, газовиками и налоговыми органами. Однажды налоговая служба просто арестовала счета компании. С большим трудом удалось избежать полного паралича системы, договориться о реструктуризации задолженности перед бюджетом. Не на что было закупать топливо, было заморожено строительство новых энергообъектов, до критического уровня сократились объемы ремонтных работ.

Средняя задолженность по зарплате составляла 6 месяцев, а в некоторых энергосистемах – 8–12 месяцев. Забастовки и даже голодовки энергетиков стали обыденным явлением. В 1998 году 20 энергосистем и федеральных станций находились на разных стадиях процедуры банкротства с реальной перспективой быть распроданными за долги и ликвидированными.

После создания РАО «ЕЭС» между ним (его сетевым хозяйством) и конечными потребителями (150 млн граждан плюс десятки миллионов юридических лиц) в регионах стояли перепродавцы – муниципалитеты, в собственности которых находились низковольтные распределительные сети. Когда у перепродавцов накопились долги, новый менеджмент РАО «ЕЭС», не имея иного способа исправить ситуацию, стал их ограничивать. Например, если перепродавец не заплатил за 40% электроэнергии, ему соответственно ограничивали ее поставку. [9]

В условиях, когда главным было снабжение электроэнергией, а не ее продажа, в РАО «ЕЭС» и его дочерних компаниях попросту отсутствовали службы продаж. Некому было целенаправленно заниматься сбором денег, финансами. Ограничивались бухгалтерскими проводками, отражавшими это самое снабжение.

Энергокомпании, входившие в РАО «ЕЭС», не имели годовых бюджетов, а деньги расходовались исходя из того, кто из руководителей подразделений громче заявит о своих неотложных потребностях. Поэтому одним из первых шагов новых менеджеров стало составление бизнес-планов всего холдинга и каждой входящей в него энергокомпании. На основе бизнес-планов компьютерная программа формировала годовые бюджеты, расписанные календарно по потокам и по видам денег. Точнее, формировалось даже по два бюджета для каждой компании – денежный и зачетный. Причем объем второго поначалу был даже больше, так как именно взаимозачеты преобладали в обороте. Утвержденный бюджет передавался в казначейство, которое проводило только указанные в нем платежи – и никакие иные. Генеральный директор при всем желании ничего не мог изменить. Не всем это нравилось. Однако альтернативой работы по бизнес-плану было только увольнение.

В головной компании холдинга и в некоторых дочерних компаниях в 1999 году было введено четкое планирование всех доходов и расходов. Одновременно РАО «ЕЭС» перешло на подготовку финансовой документации в соответствии с международной системой финансовой отчетности (МСФО).

В 2002 году была создана информационно-аналитическая и торгово-операционная система «Рынок продукции, услуг и технологий для электроэнергетики – В2В-Energo». С ее внедрением торговые операции стали проводиться через торговую площадку на сайте www.b2b-energo.ru, где благодаря полной прозрачности информации о сделках была исключена возможность ценового сговора: система сама выдает информацию о том, сколько реально на рынке стоит запрашиваемый товар. Холдингу РАО «ЕЭС» и его «дочкам» было официально запрещено покупать многие виды продукции без выставления заявки на этой площадке. Технология достаточно проста: выставляется заявка с описанием требуемого имущества, товара. В течение определенного времени она должна находиться на сайте. Когда появляется встречное предложение от продавца, запускается автоматизированная процедура свода альтернативных предложений с минимизацией цены. После этого официально объявляется, кто победил и за какую цену. Эту процедуру невозможно обойти втемную.

Таким образом, в 2001 году был завершен этап антикризисного управления. РАО «ЕЭС России» перешло к нормальному, неавральному режиму работы.

2.2 Цели, задачи и ход реформирования электроэнергетики

Суть реформы российской энергетики была сформулирована в «Программе действий по повышению эффективности работы и дальнейшим преобразованиям в электроэнергетике РФ»: создание общероссийской и региональных электросетевых компаний, создание саморегулируемой рыночной среды, развитие конкуренции в производстве и сбыте электроэнергии, формирование генерирующих и сбытовых компаний. Именно по этому плану и пошла реформа. Правда, сам план появился позже – 11 июля 2001 года, когда было принято Постановление Правительства РФ № 526 «О реформировании электроэнергетики Российской Федерации». Обычно этот день называют датой начала реформы. Детальный же сценарий, прописанный «Концепцией стратегии РАО „ЕЭС России“ на 2003–2008 годы», был одобрен советом директоров РАО «ЕЭС» только 29 мая 2003 года. [9]

После долгих обсуждений 15 мая 2001 года рабочая группа Кресса одобрила подготовленный ею же проект концепции реформы электроэнергетики и представила его правительству. Однако эта работа не имела практического выхода.

РАО «ЕЭС России» было создано в 1992 году в соответствии с Указами Президента РФ № 923 и 1334. Появился холдинг, в который вошли 73 региональные энергетические компания (АО-энерго), 32 электростанции федерального уровня (АО-электростанции), сети высокого напряжения и центральное диспетчерское управление. Во главе его – открытое акционерное общество РАО «ЕЭС России» с функциями головной (материнской) компании (рис. 1). РАО «ЕЭС России» владело 72% установленной мощности всех электростанций России и 96% протяженности всех линий электропередачи.

Рисунок 1 - Структура РАО «ЕЭС России» накануне реформы

Региональные АО-энерго – базовый структурный элемент холдинга – включали производство электроэнергии, ее передачу по магистральным и распределительным сетям, диспетчирование и сбыт электроэнергии в регионе. Каждое АО-энерго было локальным монополистом. В такой ситуации потребитель организационно и технологически был полностью привязан к поставщику. Покупать энергию в «чужой» АО-энерго «свой» потребитель не мог, то есть конкуренция была в принципе невозможна.