Правовые нормы

Единая энергетическая система

Единая энергетическая система России (ЕЭС России) состоит из 71 региональных энергосистем, которые, в свою очередь, образуют 7 объединенных энергетических систем: Востока, Сибири, Урала, Средней Волги, Юга, Центра и Северо-Запада. Все энергосистемы соединены межсистемными высоковольтными линиями электропередачи напряжением 220-500 кВ и выше и работают в синхронном режиме (параллельно).

В электроэнергетический комплекс ЕЭС России входит 880 электростанций мощностью свыше 5 МВт каждая. На 1 января 2021 года общая установленная мощность электростанций ЕЭС России составила 245 313,25 МВт.

В 2020 году введено 1865,2 МВт новых генерирующих мощностей, на 1029,25 МВт уменьшена установленная мощность за счет вывода из эксплуатации 3253,5 МВт неэффективного и устаревшего генерирующего оборудования.

Ежегодно все станции вырабатывают около одного триллиона кВт∙ч электроэнергии. В 2020 году электростанции ЕЭС России выработали 1 047,03 млрд кВт∙ч. (на 3,11% меньше, чем в 2019). Потребление электроэнергии в 2020 году составило 1 033,72 млрд кВт∙ч (на 2,42% меньше, чем в 2019).

Сетевое хозяйство ЕЭС России насчитывает более 13 000 линий электропередачи класса напряжения 110 – 750 кВ общей протяженностью более 490 тыс.км и более 10 000 электрических подстанций 110–750 кВ.

Управление электроэнергетическими режимами 7 энергообъединений и энергосистем, расположенных на территории 81 субъекта Российской Федерации осуществляют филиалы АО «СО ЕЭС» — объединенные и региональные диспетчерские управления соответственно.

Параллельно с ЕЭС России работают энергосистемы Азербайджана, Белоруссии, Грузии, Казахстана, Латвии, Литвы, Монголии, Украины и Эстонии.

Через энергосистему Казахстана параллельно с ЕЭС России работают энергосистемы Центральной Азии — Киргизии и Узбекистана. Через энергосистему Украины – энергосистема Молдавии.

По линиям переменного тока  осуществлялся обмен электроэнергией с энергосистемой Абхазии и передача электроэнергии в энергосистему Южной Осетии.

  • От электросетей России, в том числе, через вставки постоянного тока, осуществляется передача электроэнергии в энергосистемы Китая, Норвегии и Финляндии.
  • Через устройство Выборгского преобразовательного комплекса совместно (несинхронно) с ЕЭС России работает энергосистема Финляндии, входящая в энергообъединение энергосистем Скандинавии НОРДЕЛ.
  • Кроме того, параллельно с энергосистемами Норвегии и Финляндии работают отдельные генераторы ГЭС Кольской и Ленинградской энергосистем, а также один из блоков Северо-Западной ТЭЦ.  
  • АО «СО ЕЭС», являясь координатором параллельной работы энергосистем, обеспечивает регулирование частоты в энергообъединении стран – участниц синхронной зоны.

Объем межсистемных перетоков электроэнергии указан в миллионах кВт∙ч. Положительное сальдо перетоков — прием электроэнергии в энергосистему, отрицательное сальдо — выдача электроэнергии из энергосистемы.

Единая энергетическая система России

Развитие принципа
централизации энергоснабжения
и, прежде
всего, электроснабжения, логически
при­вело сначала к образованию
нескольких десятков районных энергетических
систем (РЭС)
– Мосэнерго,
Челябэнерго,
Пермэнерго
и
др.

, затем к объединению их в региональные
энергосистемы,
а именно –
к созданию 7 объединенных энергосистем
(ОЭС) Центра, Урала, Сибири, Северо–Запада,
Средней Волги, Северного Кавказа,
Востока.
В дальнейшем процесс централизации
энергоснабжения органически привел к
созданию единой
энергосистемы (ЕЭС) России
.

Лишь одна ОЭС Востока в настоящее время
формально не входит в состав ЕЭС РФ. В
составе ОЭС Востока параллельно работают
три РЭС: Амурская, Хабаровская и
Дальневосточная. Еще семь РЭС (Камчатская,
Сахалинская, Магаданская, Якутская,
Мангышлакская, Калининградская и
Норильская) работают изолированно.

На
сегодняшний день в составе ЕЭС России
64 РЭС. Всего же на территории России
насчитывается 74 РЭС.

К слову сказать,
до 1991 года успешно функционировала ЕЭС
СССР, которая охватывала практически
всю обжитую территорию 15–ти
республик. С помощью ЕЭС была решена
важнейшая политико–экономическая
задача – страна была объединена в единое
экономическое пространство.

Однако
распад СССР привел к разделу
электроэнергетической собственности
между новыми государствами и к коренному
изменению структуры управления
энергетикой. В условиях кризиса энергетики
России в декабре 1992 года ряд наиболее
мощных и рентабельных предприятий
энергетики были включены в
состав РАО «ЕЭС России».

Это 20 тепловых
электростанций с установленной мощностью
более 1000 МВт каждая с суммарной
мощностью 42 ГВт, 15 гидроэлектростанций
с установленной мощностью более 300 МВт
с суммарной установленной мощностью
26 ГВт, 134 трансформаторных подстанции
напряжением 220 кВ и выше с суммарной
установленной мощностью трансформаторного
оборудования 114,8 ГВА, системообразующие
линии электропередачи напряжением
330 кВ и выше общей протяженностью
около 57 тыс. км. и др.

В
рамках реформы электроэнергетики России
и в целях выполнения решений Правления
РАО «ЕЭС России» 17 июня 2002 г. было
зарегистрировано ОАО «Системный оператор
– Центральное диспетчерское управление
ЕЭС» («СО ЦДУ»). Системный оператор стал
первым институтом отечественного рынка
электроэнергии. В середине 2008 г.

РАО
«ЕЭС России» было, по сути, расформировано
как выполнившее свою задачу первоначальной
реорганизации энергетики в условиях
становления рыночной экономики. Создание
в начале 2000–х годов оптовых рынков
купли/продажи энергии и мощности о
(ФОРЭМ, НОРЭМ и др.

), образование различных
схем торговли энергией, в частности
ЭНЕРГОПУЛ, явилось закономерным процессом
в условиях формирующихся рыночных
отношений.

Вместо
бывшей ЕЭС СССР ныне функционируют
следующие энергетические системы:

  • ЕЭС России;
  • ОЭС Белоруссии, Казахстана, Украины;
  • ЭС Молдавии;
  • ОЭС Прибалтики, объединяющая РЭС Латвии, Литвы и Эстонии;
  • ОЭС Закавказья, объединяющая РЭС Азербайджана, Армении, Грузии.

Кроме
того, на территории бывшего СССР работает
ОЭС Средней Азии, объединяющая РЭС
Киргизии, Таджикистана, Туркменистана,
Узбекистана.

В целом ЕЭС России
представляет собой развивающийся
комплекс электростанций и сетей,
объединенных общим технологическим
циклом производства, передачи и
распределения электрической энергии
с единым оперативно–диспетчерским
управлением.

С точки зрения
состава электростанций, объединенных
в ЕЭС, российская энергетика сегодня –
это порядка 600 тепловых, 100 гидравлических
и 9 атомных электростанций. Функционируют
несколько автономных электростанций
малой энергетики, содержащих газотурбинные,
дизельные электростанции.

Работают
также электростанции, использующие в
качестве первичного источника энергии
гидравлическую энергию малых рек,
солнечную, ветровую, гидротермальную,
приливную энергию, но доля производимой
ими энергии очень мала по сравнению с
тепловыми, атомными и гидравлическими
станциями (не превышает 1% от суммарно
вырабатываемой энергии в РФ).

Основную часть
мощности энергосистемы России (70–80%)
составляют тепловые электростанции
(ТЭС). Мощности гидравлических (ГЭС) и
атомных (АЭС) электростанций по разным
оценкам составляют от 10 до 15 % от мощности
всей ЕЭС. В Сибири, богатой водными
ресурсами, мощность ГЭС достигает 50% от
установленной мощности электростанций
региона.

Характерной
особенностью ЕЭС России является высокая
концентрация мощностей на электростанциях.
На ТЭС эксплуатируются энергоблоки
единичной мощностью до 1200 МВт, на АЭС
работают реакторы максимальной
электрической мощностью 1000 МВт.

Установленная мощность отдельных
электростанций достигает 4,0 ГВт на
АЭС, 4,8 ГВт на ТЭС и 6,4 ГВт на ГЭС.
Суммарная
установленная мощность всех электростанций
ЕЭС России составляет порядка 200 ГВт.

При этом суммарная годовая выработка
электроэнергии в последние годы
составляет 850–950
млрд. кВт∙ч.

Количество
выработанной электроэнергии на душу
населения в 2000 году составило около
6800 кВт ∙ ч,
что соответствует электропотреблению
на душу населения в ведущих странах
Западной Европы, но почти вдвое ниже,
чем в США и Канаде [15,17]. В этом же году в
России потребителям было отпущено около
600 млн. Гкал теплоты.

Объединение ЭС
на параллельную работу

осуществляется по межсистемным
электрическим сетям высокого напряжения.

В сетях высокого напряжения ЕЭС России
исторически сложились две системы
номинальных напряжений: 150–330–750 кВ
в западных и частично в центральных
районах, 110–220–500–1150 кВ
в центральных и восточных районах.

Эксплуатацией линий электропередач
напряжением 330, 500, 750 и 1150 кВ, образующих
основную (системообразующую) сеть ЕЭС
России, занимаются территориальные
подразделения межсистемных электрических
сетей (МЭС). Сети напряжением от 220 до
1150 кВ объединяют на параллельную
работу.

Читайте также:  Какова процедура и сроки повторного получения Свидетельства юридическим лицом

Заметим, что межсистемная связь
500–1150 кВ между Уралом и Сибирью
проходит по территории Казахстана.
Через
вставку постоянного тока ЕЭС России
связана с энергетической системой
Финляндии, входящей в объединение
энергетических систем северных стран
Европы (NORDEL).

Оперативнодиспетчерское
управление ЕЭС России

осуществляется с помощью иерархической
четырехуровневой автоматизированной
системы диспетчерского управления
(АСДУ). Она включает в себя: центральное
диспетчерское управление (ЦДУ) ЕЭС,
расположенное в г.

Москве; 7 территориальных
объединенных диспетчерских управлений
(ОДУ); 74 центральных диспетчерских службы
(ЦДС) при районных АО–энерго;
около 280 диспетчерских пунктов
электросетевых предприятий и районов
и более 500 пунктов управления
электростанциями (нижний уровень
управления).

Следует
отметить, что оперативно–диспетчерскоеуправление
ЕЭС России осложнено тем, что имеет
место жесткое
взаимодействие в едином производственном
процессе большого количества энергетических
объектов, размещенных на очень большой
территории при непрерывном процессе
производства, распределения и потребления
электроэнергии. Кроме
того, в такой большой стране имеет место
существенная
неравномерность суточных, сезонных,
территориальных графиков электрических
и тепловых нагрузок.
Более того, ряд ОЭС и РЭС России связаны
с основной частью ЕЭС через электрические
сети, не входящих в состав ЕЭС России,
в частности, через сети Казахстана.

Единая энергетическая система России | это… Что такое Единая энергетическая система России?

Линии электропередачи близ города Шарья

Единая энергетическая система России (ЕЭС России) — совокупность производственных и иных имущественных объектов электроэнергетики, связанных единым процессом производства (в том числе производства в режиме комбинированной выработки электрической и тепловой энергии) и передачи электрической энергии в условиях централизованного оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике[1].

ГОСТ 21027-75 дает следующее определение Единой энергосистемы[2]:

Единая энергосистема — совокупность объединённых энергосистем (ОЭС), соединённых межсистемными связями, охватывающая значительную часть территории страны при общем режиме работы и имеющая диспетчерское управление

ЕЭС России охватывает практически всю обжитую территорию страны и является крупнейшим в мире централизованно управляемым энергообъединением.

В настоящее время ЕЭС России включает в себя 69 энергосистем на территории 79 субъектов российской Федерации[3], работающих в составе шести работающих параллельно ОЭС — ОЭС Центра, Юга, Северо-Запада, Средней Волги, Урала и Сибири и ОЭС Востока, работающей изолированно от ЕЭС России.

Кроме того, ЕЭС России осуществляет параллельную работу с ОЭС Украины, ОЭС Казахстана, ОЭС Белоруссии, энергосистемами Эстонии, Латвии, Литвы, Грузии и Азербайджана, а также с NORDEL (связь с Финляндией через вставку постоянного тока в Выборге).

Энергосистемы Белоруссии, России, Эстонии, Латвии и Литвы образуют так называемое «Электрическое кольцо БРЭЛЛ», работа которого координируется в рамках подписанного в 2001 году Соглашения о параллельной работе энергосистем БРЭЛЛ.

Системный оператор выделяет три крупных независимых энергообъединения в Европе — Северную (NORDEL), Западную (UCTE) и Восточную (ЕЭС/ОЭС) синхронные зоны (NORDEL и UCTE в июле 2009 года вошли в состав нового европейского объединения — ENTSO-E). Под ЕЭС/ОЭС понимается ЕЭС России в совокупности с энергосистемами стран СНГ, Балтии и Монголии.

Преимущества объединения электрических станций и сетей в ЕЭС России

Параллельная работа электростанций в масштабе Единой энергосистемы позволяет реализовать следующие преимущества[4]:

  • снижение суммарного максимума нагрузки ЕЭС России на 5 ГВт;
  • сокращение потребности в установленной мощности электростанций на 10-12 ГВт;
  • оптимизация распределения нагрузки между электростанциями в целях сокращения расхода топлива;
  • применение высокоэффективного крупноблочного генерирующего оборудования;
  • поддержание высокого уровня надёжности и живучести энергетических объединений.

Совместная работа электростанций в Единой энергосистеме обеспечивает возможность установки на электростанциях агрегатов наибольшей единичной мощности, которая может быть изготовлена промышленностью, и укрупнения электростанций. Увеличение единичной мощности агрегатов и установленной мощности электростанций имеет значительный экономический эффект.

История создания

Принципы централизации выработки электроэнергии и концентрации генерирующих мощностей на крупных районных электростанциях были заложены ещё при реализации плана ГОЭЛРО.

Развитие электроэнергетики СССР в 1930-е годы характеризовалось началом формирования энергосистем.

В 1926 году в Московской энергосистеме была создана первая в стране центральная диспетчерская служба (ЦДС, в настоящее время ЦДС носят названия Региональных диспетчерских управлений и имеют статус филиалов ОАО «СО ЕЭС»).

К 1935 году в стране работало шесть энергосистем, в том числе Московская, Ленинградская, Донецкая и Днепровская. Первые энергосистемы были созданы на основе ЛЭП напряжения 110 кВ, за исключением Днепровской, в которой использовались линии напряжения 154 кВ, принятого для выдачи мощности Днепровской ГЭС.

В 1942 году для координации работы трех районных энергетических систем: Свердловской, Пермской и Челябинской было создано первое Объединённое диспетчерское управление — ОДУ Урала. В 1945 году было создано ОДУ Центра.

В начале 1950-х годов было начато строительство каскада гидроэлектростанций на Волге.

В 1956 году объединение энергосистем Центра и Средней Волги линией электропередачи 400 кВ «Куйбышев — Москва», обеспечивавшей выдачу мощности Куйбышеской ГЭС, обозначило начало формирования Единой энергосистемы СССР.

Последовавшее строительство ЛЭП 500 кВ от каскада Волжских ГЭС обеспечило возможность параллельной работы энергосистем Центра, Средней и Нижней Волги и Урала и завершило первый этап создания Единой энергетической системы.

В июле 1962 году было подписано соглашение о создании в Праге Центрального диспетчерского управления (ЦДУ) энергосистем Болгарии, Венгрии, ГДР, Польши, СССР, Румынии и Чехословакии. Это соглашение привело к созданию крупнейшей на планете энергосистемы «Мир» (установленная мощность электростанций более 400 ГВт).

  • В 1967 году на базе ОДУ Центра было создано Центральное диспетчерское управление (ЦДУ) ЕЭС СССР, принявшее на себя также функции диспетчерского управления параллельной работой энергосистем ОЭС Центра.
  • В 1970 году к ЕЭС была присоединена ОЭС Закавказья, а в 1972 году — ОЭС Казахстана и отдельные районы Западной Сибири.
  • В 1978 году ОЭС Сибири была присоединена к ЕЭС СССР.

К 1990 году в состав ЕЭС СССР входили 9 из 11 энергообъединений страны, охватывая 2/3 территории СССР, на которых проживало более 90 % населения. В ноябре 1993 г.

из-за большого дефицита мощности на Украине был осуществлён вынужденный переход на раздельную работу ЕЭС России и ОЭС Украины, что привело к раздельной работе ЕЭС России с остальными энергосистемами, входящими в состав энергосистемы «Мир».

В дальнейшем параллельная работа энергосистем, входящих в состав «Мира», с центральным диспетчерским управлением в Праге не возобновлялась.

После распада СССР электрические связи между некоторыми энергообъединениями в составе ЕЭС России стали проходить по территории независимых государств и электроснабжение части регионов оказалось зависимым от этих государств (связи 500—1150 кВ между ОЭС Урала и Сибири, проходящие по территории Казахстана, связи ОЭС Юга и Центра, частично проходящие по территории Украины, связи ОЭС Северо-Запада с Калининградской энергосистемой, проходящие по территории стран Балтии).

В 1995 году ОДУ Центра выведено из состава ЦДУ ЕЭС России в качестве Дирекции оперативно-диспетчерского управления объединенной энергетической системы Центра «Центрэнерго» (филиал РАО «ЕЭС России»).

Административно-хозяйственное управление ЕЭС

До 1 июля 2008 года высшим уровнем в административно-хозяйственной структуре управления электроэнергетической отраслью являлось ОАО «РАО ЕЭС России».

Читайте также:  Инструкция ответственного за электрохозяйство

Диспетчерско-технологическое управление работой ЕЭС России осуществляет ОАО «СО ЕЭС».

Постановлением Правительства РФ от 11.07.2001 № 526 «О реформировании электроэнергетики Российской Федерации» Единая энергетическая система России признана «общенациональным достоянием и гарантией энергетической безопасности» государства.

Основной её частью «является единая национальная энергетическая сеть, включающая в себя систему магистральных линий электропередачи, объединяющих большинство регионов страны и представляющая собой один из элементов гарантии целостности государства».

Для ее «сохранения и укрепления, обеспечения единства технологического управления и реализации государственной политики в электроэнергетике» было предусмотрено создание ОАО «ФСК ЕЭС». В постановлении Правительства Российской Федерации от 26.01.

2006 № 41 были утверждены критерии отнесения к ЕНЭС магистральных линий электропередачи и объектов электросетевого хозяйства. Следует отметить, что в других нормативных документах аббревиатура ЕНЭС расшифровывается как «Единая национальная электрическая сеть», что является более правильным с технической точки зрения.

Большинство тепловых электростанций России находятся в собственности семи ОГК (оптовые генерирующие компании) и четырнадцати ТГК (территориальные генерирующие компании). Большая часть производственных мощностей гидроэнергетики сосредоточена в руках компании «РусГидро».

Эксплуатирующей организацией АЭС России является ОАО «Концерн Росэнергоатом».

Реформирование электроэнергетики подразумевало создание в России оптового и розничных рынков электрической энергии.

Деятельность по обеспечению функционирования коммерческой инфраструктуры оптового рынка, эффективной взаимосвязи оптового и розничных рынков, формированию благоприятных условий для привлечения инвестиций в электроэнергетику, организации на основе саморегулирования эффективной системы оптовой и розничной торговли электрической энергией и мощностью осуществляет некоммерческое партнёрство «Совет рынка». Деятельность по организации торговли на оптовом рынке, связанная с заключением и организацией исполнения сделок по обращению электрической энергии, мощности и иных объектов торговли, обращение которых допускается на оптовом рынке, осуществляет коммерческий оператор оптового рынка — ОАО «Администратор торговой системы оптового рынка электроэнергии» (ОАО «АТС»).

Особенности ЕЭС

ЕЭС России располагается на территории, охватывающей 8 часовых поясов. Необходимостью электроснабжения столь протяжённой территории обусловлено широкое применение дальних электропередач высокого и сверхвысокого напряжения.

Системообразующая электрическая сеть ЕЭС (ЕНЭС) состоит из линий электропередачи напряжения 220, 330, 500 и 750 кВ. В электрических сетях большинства энергосистем России используется шкала напряжений 110—220 — 500—1150 кВ.

В ОЭС Северо-Запада и частично в ОЭС Центра используется шкала напряжений 110—330 — 750 кВ.

Наличие сетей напряжения 330 и 750 кВ в ОЭС Центра связано с тем, что сети указанных классов напряжения используются для выдачи мощности Калининской, Смоленской и Курской АЭС, расположенных на границе использования двух шкал напряжений. В ОЭС Северного Кавказа определённое распространение имеют сети напряжения 330 кВ.

Структура генерирующих мощностей

ОЭС, входящие в состав ЕЭС России, имеют различную структуру генерирующих мощностей, значительная часть энергосистем не сбалансирована по мощности и электроэнергии. Основу российской электроэнергетики составляют около 600 электростанций суммарной мощностью 210 ГВт, работающих в составе ЕЭС России.

Две трети генерирующих мощностей приходится на тепловые электростанции. Около 55 % мощностей ТЭС составляют теплоэлектроцентрали (ТЭЦ), а 45 % — конденсационные электростанции (КЭС). Мощность гидравлических (ГЭС), в том числе гидроаккумулирующих (ГАЭС) электростанций составляет 21 % установленной мощности электростанций России.

Мощность атомных электростанций составляет 11 % установленной мощности электростанций страны. Для ЕЭС России характерна высокая степень концентрации мощностей на электростанциях. На тепловых электростанциях эксплуатируются серийные энергоблоки единичной мощностью 500 и 800 МВт и один блок мощностью 1200 МВт на Костромской ГРЭС.

Единичная мощность энергоблоков действующих АЭС достигает 1000 МВт.

Технические проблемы функционирования ЕЭС

Одной из серьёзных проблем функционирования ЕЭС является слабость межсистемных, а иногда и системообразующих связей в энергосистеме, что приводит к «запиранию» мощностей электрических станций[5]. Слабость межсистемных связей в ЕЭС обусловлена ее территориальной распределённостью.

Ограничения в использовании связей между различными ОЭС и большинства наиболее важных связей внутри ОЭС определяются в основном условиями статической устойчивости; для ЛЭП, обеспечивающих выдачу мощности крупных электростанций, и ряда транзитных связей определяющими могут быть условия динамической устойчивости.

Проводившиеся исследования выявили, что стабильность частоты в ЕЭС России ниже, чем в UCTE. Особенно большие отклонения частоты происходят весной и во второй половине ночи, что свидетельствует об отсутствии гибких средств регулирования частоты[6].

Перспективы развития ЕЭС

Развитие ЕЭС в обозримой перспективе описывается в Генеральной схеме размещения объектов электроэнергетики до 2020 года.

В настоящее время Системный оператор завершил работу над технико-экономическим обоснованием (ТЭО) объединения ЕЭС/ОЭС с UCTE. Такое объединение означало бы создание самого большого в мире энергетического объединения, расположенного в 12 часовых поясах, суммарной установленной мощностью более 860 ГВт[7].

2 апреля 2009 года в Москве состоялась Международная отчётная конференция «Перспективы объединения энергосистем Восток-Запад (Результаты ТЭО синхронного объединения ЕЭС/ОЭС с UCTE)»[8].

ТЭО показало, что «синхронное объединение энергосистем UCTE и ЕЭС/ОЭС возможно при условии проведения ряда технических, эксплуатационных и организационных мероприятий и создания необходимых правовых рамок, определённых исследованием. Поскольку выполнение этих условий, вероятно, потребует длительного времени, синхронное объединение должно рассматриваться как долгосрочная перспектива.

Для построения совместной, крупнейшей в мире рыночной платформы для торговли электроэнергией между синхронными зонами UCTE и ЕЭС/ОЭС также может быть рассмотрено создание несинхронных связей, что, однако, требует проведения отдельных исследований заинтересованными сторонами»[9].

Примечания

  1. Федеральный закон Российской Федерации от 26 марта 2003 г. N 35-ФЗ «Об электроэнергетике»
  2. ГОСТ 21027-75 «Системы энергетические. Термины и определения»
  3. Соотношение территорий федеральных округов, регионов и энергосистем
  4. Менеджмент и маркетинг в электроэнергетике: учебное пособие для студентов ВУЗов /А. Ф. Дьяков, В. В. Жуков, Б. К. Максимов, В. В. Молодюк; под ред. А. Ф. Дьякова. — 3-е изд. — М.: Издательский дом МЭИ, 2007
  5. Автоматизация диспетчерского управления в электроэнергетике/В. А. Баринов, А. З. Гамм, Ю. Н. Кучеров, В. Г. Орнов, Ю. Н. Руденко, В. А. Семёнов, В. А. Тимофеев, Ю. А. Тихонов, Е. В. Цветков; под общей ред. Ю. Н. Руденко и В. А. Семёнова. — М.: Издательство МЭИ, 2000
  6. Основы современной энергетики: учебник для вузов : в 2 т. / под общей редакцией чл.-корр. РАН Е. В. Аметистова. — 4-е изд., перераб. и доп. — М. : Издательский дом МЭИ, 2008. Том 2. Современная электроэнергетика / под ред. профессоров А. П. Бурмана и В. А. Строева. — 632 с., ил.
  7. Перспективы объединения энергосистем ЕЭС/ОЭС и UCTE
  8. Перспективы объединения энергосистем Восток-Запад
  9. http://www.so-ups.ru/fileadmin/files/company/international/ucte-ees/Obzor_osnovnykh_rabot_i_rezultatov_Proekta.pdf
  • Единая национальная (общероссийская) электрическая сеть

Основные характеристики российской электроэнергетики | Министерство энергетики РФ

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 электрической энергии в Российской Федерации в 2019 г. составило  1075,2  млрд кВт∙ч и осталось практически на уровне 2018 г.

По ЕЭС России потребление электрической энергии в 2019 г. составило 1059,4  млрд кВт∙ч и в течение 2019 г. его динамика была разнонаправленной.

Так, в первой половине 2019 г.

отмечается снижение объема потребления электрической энергии в ЕЭС России за счет влияния температурного фактора и оценивается величиной 6,8 млрд кВт∙ч (-0,6%) при повышении среднегодовой температуры в энергосистеме на 0,9°С.

Наиболее значительное влияние температуры на изменение динамики электропотребления наблюдалось в I квартале 2019 года, когда отклонения среднемесячных температур достигали максимальных значений.

На положительную динамику потребления электроэнергии в ЕЭС России повлияло присоединение к энергосистеме с января 2019 г. работавших ранее изолированно Западного и Центрального энергорайонов энергосистемы Республики Саха (Якутия), годовые объемы потребления электроэнергии которых составили 3,5 и 1,7 млрд кВт∙ч соответственно.

Читайте также:  Подлинность электронной подписи

Кроме температурного фактора на положительную динамику изменения электропотребления в ЕЭС России в 2019 г. повлияло увеличение потребления электроэнергии алюминиевыми заводами, промышленными предприятиями химической и нефтеперерабатывающей промышленности, а также на промышленных предприятиях нефте- и газопроводного транспорта.

В течение 2019 г. значительный рост потребления электроэнергии наблюдался на предприятиях производства алюминия:

  • ЗАО «Богучанский Алюминиевый Завод» в энергосистеме Красноярского края и Республики Тыва;
  • ПАО «РУСАЛ Братск» в энергосистеме Иркутской области.

Среди крупных промышленных предприятий химической и нефтеперерабатывающей промышленности, на которых увеличение объемов потребления электроэнергии повлияло на общую положительную динамику изменения объемов электропотребления в соответствующих территориальных энергосистемах:

  • АО «ТАНЕКО» в энергосистеме Республики Татарстан;
  • ПАО «Акрон» в энергосистеме Новгородской области;
  • ООО «Лукойл-Нижегороднефтеоргсинтез» в энергосистеме Нижегородской области.

Среди промышленных предприятий нефтепроводного транспорта, увеличивших в 2019 г. годовые объемы потребления электроэнергии:

  • ООО «Транснефть-Балтика» в энергосистеме Ярославской области;
  • ОАО «Сибнефтепровод» в энергосистеме Свердловской области;
  • ООО «Балттранснефтепродукт» и ООО «Транснефть-Балтика» в энергосистеме г. Санкт-Петербурга и Ленинградской области;
  • увеличение электропотребления магистральными нефтепроводами на территориях энергосистем Амурской области, Приморского и Хабаровского края и Республики Саха (Якутия).

Увеличение объемов потребления электроэнергии газотранспортными предприятиями в 2019 г. отмечено на промышленных предприятиях:

  • ООО «Газпром трансгаз Москва» в энергосистемах Липецкой и Тамбовской областей;
  • ООО «Газпром трансгаз Нижний Новгород» в энергосистеме Нижегородской области.

При оценке положительной динамики изменения объема потребления электроэнергии следует отметить рост в течение всего 2019 г. электропотребления на предприятиях железнодорожного транспорта в границах территориальных энергосистем ОЭС Востока: Амурской области, Приморского и Хабаровского краев и Республики Саха (Якутия).

В 2019 году производство электроэнергии на атомных электростанциях ЕЭС России увеличилось на 2,2% относительно объема производства в прошлом году.

С увеличением объема производства электроэнергии на атомных электростанциях наблюдалось увеличение расхода электроэнергии на собственные, производственные и хозяйственные нужды электростанций.

В значительной мере это проявилось с вводом в 2019 г. нового генерирующего оборудования – энергоблока № 7 на Нововоронежской АЭС.

Производство электрической энергии

В 2019 г. выработка электроэнергии электростанциями ЕЭС России, включая производство электроэнергии на электростанциях промышленных предприятий, составила 1080,6 млрд кВт∙ч (увеличение к объему производства электроэнергии в 2018 г. составило 0,9%), в том числе распределение годового объема производства электроэнергии по типам электростанций составило (табл. 1, табл. 2):

  • ТЭС – 679,9 млрд кВт∙ч (снижение производства на 0,3%);
  • ГЭС – 190,3 млрд кВт∙ч (увеличение производства на 3,6%);
  • АЭС – 208,8 млрд кВт∙ч (увеличение производства на 2,2%);
  • ВЭС – 0,3 млрд кВт∙ч (увеличение производства на 47,3%);
  • СЭС – 1,3 млрд кВт∙ч (увеличение производства на 69,4%).

Табл. 1 Баланс электрической энергии в ЕЭС России за 2019 г., млрд кВтч

Показатель 2018 2019 Отклонение (+/-), % 2019 к 2018
Выработка электроэнергии, всего 1 070,9 1 080,6 0,9
в т.ч.: ТЭС 681,8 679,9 -0,3
ГЭС 183,8 190,3 3,6
АЭС 204,4 208,8 2,2
ВЭС 0,22 0,32 47,3
СЭС 0,8 1,3 69,4
Потребление электрической энергии 1 055,6 1 059,4 0,4
Сальдо перетоков электрической энергии «+» — прием, «-» — выдача -15,4 -21,2 37,9

Табл. 2 Производство электроэнергии в России по ОЭС и энергозонам в 2019 г., млрд кВтч

Энергозоны 2018 2019 Отклонение (+/-), % 2019 к 2018
Энергозона Европейской части и Урала, в том числе: 828,0 828,0 0,0
ОЭС Центра 231,8 236,3 1,9
ОЭС Северо-Запада 113,3 112,8 -0,5
ОЭС Средней Волги 114,4 110,2 -3,7
ОЭС Юга 104,7 103,1 -1,6
ОЭС Урала 263,7 265,7 0,7
Энергозона Сибири, в том числе: 205,3 208,7 1,7
ОЭС Сибири 205,3 208,7 1,7
Энергозона Востока, в том числе: 37,6 43,8 16,4
ОЭС Востока 37,6 43,8 16,4
Итого по России 1 070,9 1 080,6 0,9

Структура и показатели использования установленной мощности

Число часов использования установленной мощности электростанций в целом по ЕЭС России в 2019 г. составило 4384 часа или 50,04% календарного времени (коэффициент использования установленной мощности). (табл. 3, табл. 4).

  • В 2019 г. число часов и коэффициент использования установленной мощности (доля календарного времени) по типам генерации следующие:
  • ТЭС − около 4002 часа (45,7% календарного времени);
  • АЭС − 6992 часов (79,8% календарного времени);
  • ГЭС − 3841 часов (43,9% календарного времени);
  • ВЭС − 1745 часов (19,9% календарного времени);
  • СЭС − 1239 часов (14,1% календарного времени).

По сравнению с 2018 г. использование установленной мощности на АЭС и ГЭС увеличилось на 123 и 50 часов соответственно, снизилось на ТЭС и СЭС на 73 и 44 часа соответственно.

Существенно – на 143 часа – увеличилось использование установленной мощности ВЭС.

Табл. 3 Структура установленной мощности электростанций объединенных энергосистем и ЕЭС России на 01.01.2020

Энергообъединение Всего, МВт ТЭС ГЭС АЭС ВЭС СЭС
МВт % МВт % МВт % МВт % МВт %
ЕЭС РОССИИ 246 342,45 164612,14 66,82 49870,29 20,24 30 313,18 12,31 184,12 0,07 1362,72 0,55
ОЭС Центра 52 648,58 36070,23 68,51 1800,07 3,42 14778,28 28,07
ОЭС Средней Волги 27 493,88 16203,48 58,93 7013,00 25,51 4 072,00 14,81 85,4 0,31 120 0,44
ОЭС Урала 53 696,44 49979,59 93,08 1901,19 3,54 1 485,00 2,77 1,66 0,00 329 0,61
ОЭС Северо-Запада 24 472,11 15572,14 63,63 2 947,24 12,04 5 947,63 24,30 5,1 0,02
ОЭС Юга 24 857,73 13757,29 55,34 6 289,69 25,30 4 030,27 16,21 91,96 0,37 688,52 2,77
ОЭС Сибири 52 104,76 26577,96 51,01 25 301,60 48,56 225,2 0,43
ОЭС Востока 11 068,95 6 451,45 58,28 4 617,50 41,72

Табл. 4 Коэффициенты использования установленной мощности электростанций по ЕЭС России и отдельным ОЭС в 2018 и 2019 гг., %

2018 2019
ТЭС ГЭС АЭС ВЭС СЭС ТЭС ГЭС АЭС ВЭС СЭС
ЕЭС России 46,51 43,27 78,41 18,29 14,65 45,68 43,85 79,82 19,91 14,14
ОЭС Центра 38,67 24,08 79,71 40,35 22,06 76,53
ОЭС Средней Волги 29,92 40,70 90,93 28,59 11,99 38,94 37,71 85,60 27,77 14,23
ОЭС Урала 55,50 36,76 67,94 7,04 13,68 54,98 44,90 75,17 6,24 13,17
ОЭС Северо-Запада 44,51 51,46 66,84 5,90 44,20 46,71 74,09 23,36
ОЭС Юга 49,87 42,31 84,71 15,54 15,42 41,38 37,77 95,98 12,70 14,91
ОЭС Сибири 44,09 45,98 13,53 42,99 48,64 12,18
ОЭС Востока 49,87 37,21 47,04 41,01