Электроэнергетика СССР в 1951-1990 годах Создание ОРЭМ

На снимке одна из крупнейших электростанций мира и России - Братская ГЭС

Установленная мощность - 4500 МВт. Состав оборудования (ввод в эксплуатацию): 18х250 (1961-1966).  

Latitude, longitude: 56.286345,101.783953. Собственник - En+ Group

      В 1940 году была сооружена первая межсистемная связь 220 кВ Днепр-Донбасс. В связи с намечавшимся объединением энергосистем Юга еще в 1938 г. было организовано Бюро Южной энергосистемы, функции которого ограничивались общей координацией развития энергосистем и их режимов. В 1940 г. это Бюро было переименовано в Объединенное Диспетчерское управление (ОДУ) Южной энергосистемы. Мощность Южной энергосистемы (энергообъединения) в 1940 г. достигла 1800 МВт Суммарная мощность этой и трех других наиболее крупных энергосистем Московской, Ленинградской и Уральской - составляла 43% всей мощности электростанций страны, выработка электроэнергии - 68% производства электроэнергии в стране.

     В послевоенные годы было развернуто широкое строительство ГЭС. За 1946 - 1950 гг. мощность ГЭС увеличилась на 2 млн. кВт. Началось строительство Цимлянской, Мингечаурской и других ГЭС. В 1950 г. было завершено восстановление Днепровской ГЭС имени В.И. Ленина. В этом же году была введена в работу опытная кабельная электропередача постоянного тока 200 кВ Кашира - Москва.

     В конце 40-х - начале 50-х годов были смонтированы две опытные линии с использованием маслостатических кабелей 220 кВ.

     В конце 1950 г. суммарная мощность электростанций достигла 19,6 млн. кВт. Выработка электроэнергии в 1950 г. составила 91,2 млрд. кВт∙ч; 80,8% всего объема электроэнергии, произведенной в стране, выработали районные электростанции; доля выработки ГЭС достигла 13,9%. Протяженность воздушных линий электропередачи напряжением 110-154 кВ  составила 17 тыс. км напряжением 220 кВ - 2.5 тыс. км

      5.3. Создание ЕЭС Европейской части СССР

     В формировании ЕЭС Европейской части СССР решающую роль сыграло сооружение мощных ГЭС Волжско-Камского каскада и дальних электропередач 400 - 500 кВ. В 1956 г. с вводом в работу первой цепи электропередачи Куйбышев-Москва к ОЭС Центра присоединилась на параллельную работу Куйбышевская энергосистема. Объединением на параллельную работу энергосистем различных зон страны (Центра и Средней Волги) было положено начало формирования ЕЭС Европейской части СССР. В связи с этим ОДУ Центра было в 1957 г. преобразовано в ОДУ ЕЭС Европейской части СССР.

     В ноябре 1956 г. была включена в работу вторая (Северная) цепь 400 кВ. В 1959 г. электропередача была переведена на нормальную проектную схему связанной работы цепей. Еще до перехода на связанную схему (в 1958 г.) переключательный пункт № 3, расположенный в районе г. Владимира, был превращен в первую промежуточную подстанцию, связанную с сетью 220 кВ Верхневолжских энергосистем.

     В дальнейшем в понижающую подстанцию (Арзамасскую) был превращен и переключательный пункт   № 2. Участки электропередачи Куйбышев-Москва образовали мощные связи между Куйбышевской, Верхневолжскими и Московской энергосистемами.

     В июле 1958 г. был введен в эксплуатацию первый (головной) участок одноцепной электропередачи Куйбышев-Урал с понижающей подстанцией 400 кВ Бугульма. На параллельную работу с ОЭС Центра подключились энергосистемы Предуралья (Татарская и Башкирская). В сентябре 1958 г. были введены в работу второй участок Уральской электропередачи (линия Бугульма-Златоуст) и подстанция 400 кВ  Златоуст.

     Дальнейшее развитие дальних электропередач было связано с освоением напряжения 500 кВ. Были проведены необходимые научно-исследовательские и проектные разработки и организовано производство оборудования и аппаратуры на напряжение 500 кВ. Важное значение имела реализация мероприятий по принудительному ограничению внутренних перенапряжений в электропередачах 500 кВ  (до кратности 2,5 по отношению к фазовому напряжению, по сравнению с кратностью 3 принятой для 400 кВ), чем было облегчено создание нового оборудования и обеспечена возможность перевода на напряжение 500 кВ уже сооруженных линий 400 кВ.

     В мае 1959 г. был включен в эксплуатацию последний участок электропередачи Куйбышев-Урал с подстанцией 500 кВ Свердловская (Южная). Электропередача временно работала с оборудованием на напряжение 400 кВ  на отправном конце и промежуточных подстанциях и оборудованием 500 кВ на концевой подстанции. Нормальным режимом ЕЭС Европейской части СССР стала параллельная работа энергосистем Центра, Средней Волги, Предуралья и Урала.

     В 1959 г. вошла в эксплуатацию первая (Восточная) цепь электропередачи 500 кВ Волгоград-Москва; мощность Волжской ГЭС имени XXII съезда КПСС передавалась по этой цепи в сеть 400 кВ Московской энергосистемы.

     5.4. Электроэнергетика СССР в 1951-1960 годах

     В начале 1950-х годов началось строительство мощных ГЭС на Волге и первой электропередачи 400 кВ Куйбышев-Москва.

     С пятой пятилетки (1955-1960 гг.) начался новый этап развития отечественной электроэнергетики.

     Тепловые электростанции стали сооружать по блочной схеме с параметрами 13 МПа и 565/565°С.  

      Внедрение энергоблоков 150 и 200 МВт с этими параметрами пара позволило повысить единичную мощность ТЭС до 1200 МВт В связи с изменением структуры топливного баланса ТЭС стали широко использовать газ и мазут, что удешевляло их строительство и упрощало эксплуатацию.

     Суммарная мощность электростанций страны в 1955 г. достигла 37,2 млн. кВт, выработка электроэнергии составила 170,2 млрд. кВт∙ч. Большого развития достигли ОЭС Центра, Урала и Юга; электростанции этих ОЭС вырабатывали около половины всей электроэнергии, производимой в стране.

     Период 1956-1960 гг. характеризовался повышением темпов ввода новых энергетических мощностей и строительства электрических сетей. Ежегодный ввод мощностей электростанций в эти годы достигал 5-7,5 тыс. МВт

     К концу 1960 г. мощность всех электростанций страны достигла 66,72 тыс. МВт.  Выработка электроэнергии в 1096 г. составила 292,27 млрд. кВт∙ч.

     Характерным для конца 50-х годов было нарастание темпов строительства сетей высших напряжений.     Общая протяженность ЛЭП напряжением 220 кВ в 1960 г. составила 15.6 тыс. км. 330 кВ. - 1.1 тыс. км  и напряжением 400-500 кВ  – 4,4 тыс. км.

     Во второй половине 1950-х годов было завершено объединение энергосистем Закавказья, продолжалось объединение энергосистем Северо-Запада, началось формирование ОЭС Сибири и Средней Азии.

     5.5. Электроэнергетика СССР в 1961-1970 годах

     В 1960 г. продолжался рост ввода генерирующих мощностей. Ввод новой мощности в 1965 г. составил 10,6 млн. кВт, а в 1970 г. превысил 12 млн. кВт.

     Продолжалась концентрация единичных мощностей агрегатов и электростанций. В 1960 г, на ТЭС находились в эксплуатации всего 11 энергоблоков по 150 млн. кВт и один блок 200 МВт 

     Их общая мощность составляла 1,85 млн. кВт или 3,3% общей мощности ТЭС. В 1963 г. на Приднепровской и Черепетской ГРЭС были введены в действие блоки мощностью по 300 МВт на сверхкритические параметры пара 24 МПа и 565/565 °С, а в 1967 г. были смонтированы опытные энергоблоки 500 МВт на Назаровской ГРЭС и двухвальный блок 800 МВт на Славянской ГРЭС также со сверхкритическими параметрами пара.

     В конце 1970 г. работало уже 69 блоков по 300 МВт 82 блока по 200 МВт 82 блока по 150-160 МВт Всего эксплуатировалось 235 крупных блоков общей мощностью 50 тыс. МВт, что составляло свыше 35% общей мощности ТЭС.

     В марте 1964 г. был осуществлен перевод электропередачи Куйбышев-Москва на напряжение 500 кВ. 

     С завершением этих работ была образована единая сеть 500 кВ - основная системообразующая сеть формирующейся ЕЭС Европейской части СССР.

     В 1965 г. в ЕЭС Европейской части СССР входили пять территориальных ОЭС, включающих 47 ЭЭС и энергорайонов с суммарной установленной мощностью электростанций 53,87 млн. кВт. 

     Годовой максимум нагрузки в 1965 г. составил 44,94 млн. кВт. Электростанции ЕЭС выработали в этом году 291,66 млрд. кВт∙ч  (57,4% всего производства электроэнергии в стране).

Значительное развитие получила система диспетчерского управления.

     В конце 1950-х - начале 1960-х годов были организованы ОДУ формировавшихся ОЭС; Северо-Запада, Средней Волги, Северного Кавказа, Закавказья, Сибири и Средней Азии.

     В 1966 г по межсистемной связи Калинин-Ленинград присоединилась на параллельную работу с ЕЭС ОЭС Северо-Запада. 

     Мощность и суммарная выработка электростанций территориальных ОЭС страны в 1970 г. составили соответственно 86 и 93,5% установленной мощности всех электростанций и общего производства электроэнергии в стране.

     5.6. Электроэнергетика СССР в 1971-1980 годах

     В течение 1970-х годов ежегодный ввод энергетических мощностей в стране был в пределах 8.2-12.9 тыс. МВт и в целом за десятилетие превысил 100 тыс. МВт Суммарная мощность всех электростанций страны в конце 1980 г. достигла 266,7 тыс. МВт, выработка электроэнергии в 1980 г. составила 1293,9 млрд. кВт∙ч. 

     Таким образом, в эти годы ежегодное производство ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ в стране превысило 1 триллион кВт∙ч.

     Концентрация генерирующих мощностей достигла высокого уровня; на конец 1980 г. в эксплуатации находились 72 электростанции мощностью 1 млн. кВт и выше, из них 33 — мощностью 2 млн. кВт и 10 - 3 млн. кВт и выше.

     Число мощных энергоблоков на ТЭС увеличилось до 392, а их общая мощность составила около 110 тыс. МВт или 70% всей мощности ТЭС. На ТЭС в эксплуатации находилось оборудование преимущественно с высокими параметрами пара: давление 24 МПа - 49.2%, на 13 МПа - 38.9% и на 9 МПа и ниже - 11,9%. 

     На ТЭЦ более половины оборудования имело давление 13 и 24 МПа. при этом на давлении 24 МПа работали 12 энергоблоков мощностью по 250 МВт, их общая мощность составляла 2,8 тыс. МВт 

     Выигрыш в установленной мощности, за счет присоединения Восточных ОЭС к ЕЭС, позволил получить эффект 8-10 млн. кВ, а при оказании аварийной энергопомощи, эффект достигал 10-15 млн. кВт.

     В связи с распадом СССР в каждом государстве были созданы управления энергетикой на территории собственного государства и прекратилась параллельная работа с энергосистемами Восточной Европы (МИР) с ЦДУ в г. Прага.

     Продолжалась параллельная работа всех энергосистем стран СНГ и Прибалтики, при ликвидации Единого центра управления ЦДУ ЕЭС СССР.

     В дальнейшем по рекомендации американской фирмы «Корана» ЦДУ ЕЭС России было ликвидировано и заменено советником «Системный оператор». Системные аварии в США показали ошибочность этого решения и в США были созданы диспетчерские управления в ПУЛах (там нет Единой энергосистемы).

     Во второй половине 50-х годов было завершено объединение энергосистем Закавказья, Северо-Запада.

С 1960 года началось формирование ОЭС Сибири и Средней Азии.

     К концу 60-х годов в ЕЭС Европейской части входило 5 ОЭС, в состав которых входит 7 энергосистем.

     Значительное развитие получило диспетчерское управление. В начале 60-х годов были организованы (дополнительно к ОЭС Центра и Юга) ОДУ-Северо- Запад. Средней Волги. Северного Кавказа. Закавказья и три территориальные ОЭС Казахстана. Сибири и Средней Азии.

     В 1967 году началась эксплуатация ЛЭП-750 кВ Канаковская ГРЭС-Москва, а для выдачи избытков из Восточных районов выполнен проект передачи постоянного тока 1500 кВ Экибастуз-Центр.

     Проблема обеспечения устойчивости усложнилась с вводом крупных ТЭС с мощными энергоблоками.

     В 70-е годы началось интенсивное развитие сети 750 кВ для выдачи мощности мощных АЭС и ГРЭС, а в 1978 году после сооружения 750 кВ Западного Урала- Альбертирша (Венгрия) началась параллельная работа с энергосистемами Восточной Европы.

     Иерархическая система оперативно-диспетчерского управления энергосистемами формировалась в соответствии с основными этапами развития энергетики нашей страны: с созданием энергосистем возникла необходимость организации диспетчерских служб; образование энергообъединений обусловило создание ОДУ; при соединении на параллельную работу ОЭС западной части страны было организовано ОДУ ЕЭС Европейской части СССР; с дальнейшим развитием ЕЭС потребовалось создание высшего органа системы диспетчерского управления — ЦДУ ЕЭС СССР. При последовательном переходе от одного этапа к другому происходило резкое усложнение объекта управления, возникали новые особенности режима, специфические трудности и задачи, что требовало развития научных исследований в области управления режимами, создания новых средств оперативного управления, применения более совершенных расчетных средств для планирования и анализа режимов, повышения уровня автоматизации управления нормальными и аварийными процессами в энергосистемах.

     В процессе развития системы диспетчерского управления проявились две характерные черты:

     • сохранение основных принципов оперативно-диспетчерского управления, определившихся уже на начальном этапе создания энергосистем;

     • значительное изменение структуры системы (увеличение числа ступеней иерархии управления), методов и средств диспетчерского управления.

     В основе построения системы диспетчерского управления энергетическим хозяйством страны лежат следующие принципы: разграничение оперативно диспетчерских функций и общехозяйственных с обеспечением независимости действия системы диспетчерского управления (в пределах ее функций) от административно-хозяйственного руководства энергосистемами; иерархическое построение системы с прямым подчинением дежурного оперативного персонала каждой ступени персоналу более высокой ступени иерархии; предоставление персоналу каждой ступени максимальной самостоятельности в выполнении всех оперативных функций, не требующих вмешательства оперативного руководителя более высокой ступени; четкое разграничение функций и ответственности оперативного персонала всех ступеней управления по ведению формальных режимов и ликвидации аварийных нарушений; строжайшая диспетчерская дисциплина.

     Основным принципом ведения режимов при оперативном управлении является подчинение режима каждого низшего звена (части) требованиям обеспечения оптимального режима высшего звена (целого). Так режим каждого агрегата подчинен требованиям режима электростанции, режим электростанции — требованиям режима энергосистемы, энергосистемы — требованиям ОЭС, а режимы ОЭС, а, следовательно, и всех низших звеньев подчинены требованиям обеспечения оптимального режима для ЕЭС в целом.

     Тем самым достигается наиболее рациональное функционирование охватываемого ЕЭС энергетического хозяйства в увязке с общими интересами народного хозяйства, т.е. с общегосударственными интересами. В этом проявляется одна из основных особенностей социалистического хозяйства, заключающаяся в подчинении местных интересов общим интересам народного хозяйства.

     Диспетчерское управление ЕЭС построено в соответствии с Правилами технической эксплуатации электрических станций и сетей, определяющими организационную структуру, задачи и функции системы диспетчерского управления.

Иерархическая (централизованно-ступенчатая) система диспетчерского управления ЕЭС имеет три основные ступени: ЦДУ ЕЭС, ОДУ, диспетчерские службы. Ниже этих основных ступеней иерархии находятся пункты оперативного управления электростанциями, предприятиями (районами) электрических и тепловых сетей. 

     Оперативное управление распределительными электрическими сетями крупных энергосистем в настоящее время организовано по двух-трехступенчатой структуре и осуществляется: диспетчерами предприятий электрических сетей (ПЭС) -диспетчерами (дежурными инженерами) районов электрических сетей (РЭС), персоналом обслуживаемых подстанций и оперативно-выездных бригад. В крупных энергосистемах создаются пункты оперативного управления городскими кабельными сетями и тепловыми сетями, а также пункты управления знергонадзора.

     Общая задача управления режимами ЕЭС заключается в обеспечении потребности в электроэнергии и тепле с наибольшим экономическим эффектом для народного хозяйства в целом. Строго говоря, экономический оптимум должен определяться по минимуму суммарных расчетных затрат, включающих как издержки на производство и распределений электрической энергий и тепла.

     Экономический оптимум обеспечивает максимальное снижение тарифов у потребителей.

     Высочайшая диспетчерская дисциплина обеспечивает не только надежную, но и экономическую эффективность - самофинансирование отрасли при минимальных тарифах.

     Формирование ЕЭС России происходило на государственной основе, благодаря чему было организовано диспетчерское управление.

     В отдельных странах с частной энергетикой на все владельцы были согласны передать свои объекты в диспетчерское управление, но, понимая необходимость координации параллельной работы, создают координационные центры системного оператора.

     Серьезные аварии последних лет, в том числе в США, показали, что обеспечить надежную параллельную работу при отсутствии ЦДУ невозможно.

     В дальнейшем из-за местных коммерсантов были отключены от параллельной работы с ЕЭС России Туркмения и Таджикистан. Восстановление работы ЕЭС ЕАЕС, как части ЕЭС СНГ, позволит получить эффект предусмотренный при формировании ЕЭС СССР.

     Создание, эффективное функционирование и развитие ЕЭС было крупнейшей победой отечественной энергетики и достигнуто благодаря работе ученых, инженеров - энергетиков  на протяжении нескольких десятилетий.

     6. Организация рынка электроэнергии и мощности 

     6.1. Создание оптового рынка электроэнергии и мощности в ЕЭС России 

     ФОРЭМ - это система технологических, экономических и финансовых отношений, объединяющая производителей и покупателей электроэнергии и мощности, связанных между собой системообразующими линиями электропередач, единым диспетчерско-технологическим и экономическим управлением, обеспечивающая непрерывный, устойчивый, надежный и экономичный процесс производства и транспорта электроэнергии и мощности от производителей к покупателям.

     Федеральный (общероссийский) оптовый рынок электрической энергии (мощности) является сферой купли-продажи электрической энергии (мощности), осуществляемой его субъектами в пределах Единой энергетической системы России и функционирует как единое рыночное пространство.

     Основной целью функционирования федерального (общероссийского) оптового рынка электрической энергии (мощности) являются обеспечение надежного и эффективного энергоснабжения потребителей во всех регионах Российской Федерации по минимальным тарифам, на базе формирования оптимизации режимов и оптимальных экономических отношений производителей, энергоснабжающих организаций и потребителей электрической энергии за счет государственного регулирования и рыночных отношений.

     Электроэнергия является магнитным полем, возникающим в генераторе при подключении потребительской нагрузки.

     Электроэнергия является стандартизованной продукцией с нормированной частотой переменного тока, напряжением и некоторыми другими показателями (СО РАН).

     В соответствии с Законом РФ «Об электроэнергетике» процесс производства, передачи и потребления является единым технологическим процессом, имеющим технологические особенности, которые оказывают существенное влияние на структуру управления и развития ЕЭС России. 

     Электроэнергия не может складироваться, потребитель не знает производителя, ее нельзя продать через прилавок или вернуть производителю, а также нельзя обменять.

     В своем развитие оптовый рынок ЕЭС России прошел несколько этапов.

     На первом этапе в 1988 году была разработана и в 1989 году внедрена в ЕЭС СССР рыночная Модель оптового рынка электроэнергии «Единый покупатель» с блоком оптимизации режимов ЕЭС по критерию минимума затрат на топливо, с учетом потерь электроэнергии в сетях и блоком коррекции договорных тарифов, исходя из фактических режимов работы, задаваемых ЦДУ ЕЭС России (СССР).

     Внедренная Модель обеспечивала «совершенную конкуренцию» и эффект «свободного ценообразования».

     Модель работала на бесприбыльной основе и не допускала возможности маневрировать заявленными тарифами для получения дополнительного дохода. На оптовом рынке  создавался эффект от оптимизации режимов ЕЭС России, который распределялся по результатам года между всеми участниками оптового рынка.

     Разработанная и внедренная Модель обеспечивала решение задач  I, II и III Моделей (по классификации США).

     Четвертая Модель потребительского рынка (по классификации США) для ЕЭС России неактуальна, ограничена в применении по схемам электрических сетей ЕЭС России  и возможна только при подключении потребителя к шинам электростанции.

     Рынок электроэнергии и мощности (для электростанций – электроэнергия и рабочая мощность) для потребителей (потребляемая электроэнергия и потребляемая  мощность) в ЕЭС России может функционировать только на базе оптимизации режимов работы, вследствие чего  ЦДУ ЕЭС должно являться основой рынка.

     Во исполнение Закона РФ «Об электроэнергетике» ст.13 «Обеспечение надежного энергоснабжения и экономической эффективности оперативных диспетчерских команд и распоряжений» является приоритетом при осуществлении оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике.

     6.2. Создание ФОРЭМ в 1989 

     В течение 1988 г. Минэнерго СССР и ЦДУ ЕЭС СССР проводили исследования и разрабатывали комплекс методических материалов по созданию оптового рынка электроэнергии (ОРЭМ), которая завершилась утверждением пакета документов, регламентирующих хозяйственные отношения на ОРЭМ - приказ Минэнерго СССР № 660 от 12.12.88  (Приложение 1).

     Оптовый рынок электроэнергии (ОРЭМ) в рамках отрасли в порядке эксперимента был создан на базе ЕЭС СССР за счет отказа от расчетов за развернутые перетоки электроэнергии между смежными энергосистемами и ОЭС и введения платежей за полученный/выданный сальдо-переток электроэнергии через нулевой (транзитный) счет, открытый в ЦДУ ЕЭС СССР.

     Основными принципами ОРЭМ являлись:

     - бесприбыльность рынка - равенство сумм, полученных от реализации электроэнергии избыточными энергосистемами (Продавцами) и сумм, затраченных на ее покупку дефицитными энергосистемами (Покупателями);

     - расчет за сальдо-переток электроэнергии, равный алгебраической сумме межсистемных перетоков за расчетный период;

     - введение дифференцированных тарифов на плановые сальдо-перетоки электроэнергии и отклонения от плановых величин;

     - применение Модели 2 ("Единый  покупатель") с блоком оптимизации;

     - распределение эффекта оптимизации между всеми субъектами оптового рынка.

     Участниками оптового рынка являлись:

     - производственные энергетические объединения энергетики и электрификации (ПЭО),

     - производственные энергетические объединения энергетики и электрификации (ПЭО) союзных республик,

территориальные энергетические  объединения Министерства энергетики и электрификации Украинской ССР и Казахской ССР, 

     - ОДУ 

     - ЦДУ ЕЭС СССР.

     Избыточные энергосистемы являлись Продавцами, дефицитные энергосистемы - Покупателями.

     Организационная структура ОРЭМ двухуровневая:

     - верхний уровень - (ЦДУ - ОДУ).

     - нижний уровень - (ОДУ - энергосистема).

     Двухуровневый оптовый рынок соответствовал двухуровневой системе диспетчерского управления, что значительно упрощало утверждение тарифов, заключение договоров и ведение взаиморасчетов. 

     Договорные отношения по перетокам электроэнергии устанавливались между:

     - производственными объединениями и соответствующим ТЭО, ОДУ, ЦДУ ЕЭС СССР;

     - производственными объединениями энергетики и электрификации союзных республик и соответствующими ОДУ и ЦДУ ЕЭС СССР;

     - ЦДУ ЕЭС СССР, ОДУ, ТЭО, и республиканскими министерствами энергетики и электрификации.

     Экономические отношения оформлялись партнерами путем заключения на каждый год договора на получение или передачу электроэнергии. Договорная величина поставок электроэнергии должна соответствовать сумме межсистемных перетоков электроэнергии, принятой в балансе электроэнергии при расчетах плана прибыли на текущий год, квартал, месяц. Договоры между энергосистемами на межсистемные перетоки были аннулированы.

     Взаиморасчеты производились за весь объем перетоков электроэнергии - плановых и внеплановых.

     Договорные величины перетоков электроэнергии оплачивались по тарифу, принятому при расчете плана прибыли.

     Тарифы на внутренние перетоки электроэнергии внутри ТЭО устанавливались решением ТЭО или Минэнерго Украинской ССР и Казахской ССР.

     Объем реализации (или затрат на покупную электроэнергию) по перетокам электроэнергии устанавливался по сальдо-перетоку электроэнергии.

     Сальдо-переток электроэнергии по плану и факту рассчитывался как алгебраическая сумма за месяц и нарастающим итогом с начала года по всем линиям связи со смежными энергосистемами по данным коммерческого учета.

     Фактические расчеты за переток электроэнергии осуществлялись с учетом изменения затрат, связанных с отклонениями выработки электроэнергии ТЭС, ГЭС, АЭС и потребления.

     Отклонения выработки электроэнергии блок-станциями в тарифах не учитывались.

     Для усиления ответственности ЦДУ и ОДУ за надежность энергоснабжения и создания заинтересованности энергосистем в выполнении диспетчерских графиков нагрузки в договоры был включен особый раздел, определяющий систему платежей за отклонение фактических режимов от договорных.

     Расчет стоимости электроэнергии Продавца при отклонении поставки перетока электроэнергии от договорной величины.

     При увеличении объема поставки против договорной расчет производится в следующей последовательности: - при увеличении выработки ГЭС - по тарифу 0,2 коп/кВт.ч;

     - при снижении потребления электроэнергии - по средней плановой топливной составляющей себестоимости электроэнергии Продавца;

     - при увеличении выработки электроэнергии АЭС - по плановой топливной составляющей себестоимости электроэнергии Продавца;

     - при увеличении выработки электроэнергии ТЭС - по топливной составляющей себестоимости электроэнергии по конденсационному циклу Продавца с учетом рентабельности и потерь - 15%.

     Методические указания по расчету удельного расхода на отпущенную электроэнергию, выработанную по конденсационному циклу, разработаны и введены в действие одновременной с приказом № 660, являясь его приложением.

     При снижении объема поставки перетока электроэнергии против договорной величины Продавец получает компенсацию потерь прибыли.

     Компенсация производится по разности между договорным тарифом и плановой топливной составляющей по конденсационному циклу Продавца. Компенсация производится только за ту часть снижения перетока, которая вызвана снижением выработки электроэнергии ТЭС вследствие их разгрузки.

     Компенсация уменьшения выручки при снижении перетока электроэнергии, вызванного повышением потребления, снижением выработки ГЭС и АЭС, Покупателем не производится.

     Расчет затрат Покупателя на покупку перетока электроэнергии при отклонении её от договорной величины.

     Сверхдоговорный переток Покупатель оплачивает:

     - при снижении выработки ТЭС вследствие её разгрузки по диспетчерскому графику - по льготному тарифу ( но не выше 1,1 коп/кВт.ч), равному своей плановой топливной составляющей себестоимости по конденсационному циклу.

     - при увеличении потребления электроэнергии, снижении выработки ГЭС и АЭС, а также самовольной разгрузки ТЭС или выполнения рабочей мощности, Покупатель оплачивает сверхдоговорную покупку электроэнергии по договорному тарифу.

     При снижении против договора покупки перетока электроэнергии Покупатель возмещает Продавцу затраты на невостребованный объем электроэнергии:

     - при увеличении выработки ГЭС - по тарифу равному разности между договорным тарифом 1,1 коп/кВт.ч и плановой себестоимости ГЭС;

     - при снижении потребления и увеличения выработки АЭС - по разнице между договорным тарифом и средней плановой топливной составляющей себестоимости Продавца;

     - при увеличении выработки электроэнергии ТЭС - по разнице договорного тарифа и плановой топливной составляющей себестоимости по конденсационному циклу Покупателя.

     При отклонении величины перетока от договорной по инициативе энергосистемы взаиморасчеты производятся:

     За сверхдоговорный переток энергосистема - Продавец получает при увеличении выработки ТЭС - по тарифу, равному самой низкой топливной составляющей себестоимости по конденсационному циклу энергосистемы, входящей в ТЭО (ОЭС, ЕЭС СССР);

     За снижение объема перетока против договора энергосистема -Продавец при снижении выработки ТЭС, компенсацию от Покупателя не получает;

     За сверхдоговорный переток энергосистема - Покупатель платит при снижении выработки собственных ТЭС - по тарифу, равному самой высокой топливной составляющей себестоимости по конденсационному циклу подразделения, входящего в объединение, с учетом рентабельности и потерь -15%

     За снижение объема перетока против договора энергосистема -Покупатель платит за невостребуемый резерв при увеличении выработки собственными ТЭС - по тарифу, равному разнице договорного тарифа 1,1 коп/кВт.ч и самой низкой топливной составляющей себестоимости по конденсационному циклу энергосистемы, входящей в ТЭО (ОЭС, ЕЭС СССР).

     При изменении величины перетока за счет увеличения выработки ТЭС при повышенной частоте.

     Энергосистеме - Продавцу сверхдоговорный переток не оплачивается;

     Энергосистема - Покупатель выплачивает компенсацию за фактическое снижение перетока по тарифу, равному разнице между плановым тарифом 1,1 коп/кВт.ч и топливной составляющей себестоимости по конденсационному циклу Продавца;

     Отклонение выработки электроэнергии по п.7.1 и 7.2 учитывается отдельно по данным диспетчерской ведомости.

     Взаиморасчеты между сторонами договоров производились, согласно условиям договоров, через специальный счет, открываемый в ЦДУ ЕЭС СССР (ТЭО, ОДУ).

     Расчетным периодом по договору был определен месяц и нарастающий итог.

     Порядок оплаты за плановые перетоки в течение месяца устанавливаются договором.

     Все взаиморасчеты за каждый период производятся исходя из условия, что суммы, полученные ЦДУ ЕЭС СССР (ТЭО, ОДУ) от Покупателя за фактический переток электроэнергии должны быть равны суммам, выплачиваемым Продавцам за полученный переток электроэнергии. По отношению к энергосистемам - Покупателям ЦДУ ЕЭС СССР выступает в качестве Продавца, а к энергосистемам -Продавцам - в качестве Покупателя.

     Особым условием договора было установлено, если сумма, полученная от Покупателей, превышает сумму подлежащую выплате Продавцам, то разница распределяется между Продавцами и Покупателями пропорционально доле их участия в объеме отклонений. В этом случае снижается тариф на продажу и повышается на покупку сверхдоговорного перетока электроэнергии.

     Если сумма, полученная от Покупателей, ниже суммы, подлежащей выплате топливной составляющей себестоимости по конденсационному циклу Продавцам, то разница распределяется Покупателям и Продавцам пропорционально доле их участия. В этом случае повышается тариф на продажу и снижается на покупку сверхдоговорного перетока электроэнергии.

     Вывод. Введенная приказом № 660  (Приложение 1) система двухсторонних договоров положила начало формированию нормативно-правовой базы в сфере реализации электроэнергии, создала предпосылки установления норм договорной дисциплины в отношениях между производителями и потребителями электроэнергии, а также позволила впервые в законном порядке (на основании договора) применять цены на электроэнергию, отличные от официально установленных прейскурантами.

     Основным методологическим недостатком оптового рынка на первом этапе его функционирования являлось применение одноставочных тарифов, т.е. отсутствие платы за мощность.

     Переход к двухставочным тарифам задерживался в виду отсутствия современных средств учета мощности.

     Опыт работы объединенных энергосистем, АО-энерго и ЦДУ ЕЭС СССР в условиях, определяемых экономической заинтересованностью и ответственностью, позволил осуществить разработку методических подходов по определению:

     - оптимальности разрабатываемых балансов электроэнергии;

     - классификации инициатив сторон при отклонении фактического режима от договорного;

     - величины тарифов, устанавливаемых при расчетах за отклонения сальдо-перетока электроэнергии от договорных объемов;

     - механизма распределения полученного эффекта работы рынка между его участниками.

     Вывод. 

     Таким образом была создана база для дальнейшего развития рыночных отношений в энергетике России.

     Разработки велись, в основном, в сфере производства/потребления электроэнергии, сфера услуг в электроэнергетике существовала в неявном виде, как сопутствующая основному производству. При этом функции по организации рынка, обеспечения его работы в части проведения договорных кампаний, контроля осуществления платежей и проведения нормативных разработок были возложены на организацию по оперативно-диспетчерскому управлению ЕЭС СССР - ЦДУ ЕЭС СССР, как единственную в то время структуру, имеющую опыт координации и балансирования интересов множества участников процесса производства и потребления электроэнергии. Функции по передаче и распределению электроэнергии осуществлялись энергосистемами, независимо от того, производителем или потребителем электроэнергии они являлись на ОРЭМ.

     6.3. Динамика развития рыночных отношений в электроэнергетике России 

     Энергетика относится к базовым отраслям, которые определяют экономическое развитие государства, его безопасность и стабильность. 

     В нашей стране в течение всего периода своего развития энергетика находилась в собственности государства. Это обстоятельство, а также отнесение электроэнергетики к естественно монопольному виду деятельности предопределило   условия ее развития и функционирования (плановое ведение хозяйства, отсутствие конкуренции, полное государственное регулирование) до конца 80-х годов прошлого века.

     Осуществлялось полное государственное регулирование отрасли, которое  предусматривает:

     а) утверждение перечня участников экономических отношений в отрасли.

  б) утверждение баланса электрической энергии и мощности.

  в) регулирование тарифов на электрическую (тепловую) энергию и мощность, а также стоимости предоставляемых услуг.

     Однако в конце 80-х годов 20 века создались возможности внесения некоторых элементов хозрасчетных (рыночных) отношений в экономику энергетики с учетом присущей ей специфики.

     6.4. 1 этап – 1989-1992: Формирование двухуровнего рынка.

  В течение 1988 г. Минэнерго СССР и ЦДУ ЕЭС СССР вели разработку материалов по созданию оптового рынка электроэнергии (ОРЭМ), которая завершилась, как уже отмечалось, утверждением пакета документов, регламентирующих хозяйственные отношения на ОРЭМ (приказ Минэнерго СССР № 660 от 12.12.88 – см. Приложение 1).

  Оптовый рынок электроэнергии (ОРЭМ) в рамках отрасли в порядке эксперимента был создан на базе ЕЭС СССР за счет отказа от расчетов за развернутые перетоки электроэнергии между смежными энергосистемами и ОЭС и введения платежей за полученный/выданный сальдо-переток электроэнергии через нулевой (транзитный) счет, открытый в ЦДУ ЕЭС СССР.

     Основными принципами ОРЭМ являлись:

     - бесприбыльность рынка – равенство сумм, полученных от реализации электроэнергии избыточными энергосистемами (Продавцами) и сумм, затраченных на ее покупку энергосистемами (Покупателями);

     - расчет за сальдо-переток электроэнергии, равный алгебраической сумме межсистемных перетоков за расчетный период;

  - введение дифференцированных тарифов на плановые сальдо-перетоки электроэнергии и отклонения от плановых величин;

  - распределение эффекта оптимизации между всеми субъектами оптового рынка.

     Участниками оптового рынка являлись: 

     - производственные энергетические объединения энергетики и электрификации (ПЭО), 

     - производственные энергетические объединения энергетики и электрификации (ПЭО) союзных республик, 

     - территориальные энергетические объединения Министерства энергетики и электрификации Украинской ССР, и Казахской ССР, 

- ОДУ

     - ЦДУ ЕЭС СССР. 

     Избыточные энергосистемы являлись Продавцами, дефицитные энергосистемы – Покупателями.

  Организационная структура ОРЭМ двухуровневая:

  - верхний уровень – ЦДУ – ОДУ

  - нижний уровень – ОДУ – энергосистема.

  Двухуровневый оптовый рынок соответствовал двухуровневой системе диспетчерского управления, что значительно упрощало утверждение тарифов, заключение договоров и ведение взаиморасчетов.

     Договорные отношения по перетокам электроэнергии устанавливались между:

     -  производственными объединениями и соответствующим ТЭО, ОДУ, ЦДУ ЕЭС СССР;

     - производственными объединениями энергетики и электрификации союзных республик и соответствующими ОДУ и ЦДУ ЕЭС СССР;

     - ЦДУ ЕЭС СССР, ОДУ, ТЭО, и республиканскими министерствами энергетики и электрификации.

     Экономические отношения оформлялись партнерами путем заключения на каждый год договора на получение или передачу электроэнергии. 

     Договорная величина поставок электроэнергии должна соответствовать сумме межсистемных перетоков электроэнергии, принятой в балансе электроэнергии при расчетах плана прибыли на текущий год, квартал, месяц. 

     Договоры между энергосистемами на межсистемные перетоки были аннулированы.

     Взаиморасчеты производились за весь объем перетоков электроэнергии – плановых и внеплановых.

     Договорные величины перетоков электроэнергии оплачивались по тарифу, принятому при расчете плана прибыли.

     Тарифы на внутренние перетоки электроэнергии внутри ТЭО устанавливались решением ТЭО или Минэнерго Украинской ССР и Казахской ССР.

     Объем реализации (или затрат на покупную электроэнергию) по перетокам электроэнергии устанавливался по сальдо-перетоку электроэнергии.

     Сальдо-переток электроэнергии по плану и факту рассчитывался как алгебраическая сумма за месяц и нарастающим итогом с начала года по всем линиям связи со смежными энергосистемами по данным коммерческого учета.

     Фактические расчеты за переток электроэнергии осуществлялись с учетом изменения затрат, связанных с отклонениями выработки электроэнергии ТЭС, ГЭС, АЭС и потребления.

     Отклонения выработки электроэнергии блок-станциями в тарифах не учитывались.

     Для усиления ответственности ЦДУ и ОДУ за надежность энергоснабжения и создания заинтересованности энергосистем в выполнении диспетчерских графиков нагрузки в договоры был включен особый раздел, определяющий систему оплаты отклонений фактических объемов перетока электроэнергии от договорных.

     В расчетах использовались такие показатели как:

     - средняя плановая топливная составляющая себестоимости электроэнергии Продавца; 

     - топливная составляющая себестоимости электроэнергии по конденсационному циклу Продавца с учетом рентабельности и потерь – 15%;

     - топливная составляющая себестоимости электроэнергии по конденсационному циклу Покупателя.  

Методические указания по расчету удельного расхода на отпущенную электроэнергию, выработанную по конденсационному циклу, разработаны и введены в действие одновременно с приказом № 660, являясь его приложением 2-1.

     Расчетным периодом по договору был определен месяц и нарастающий итог.

     Порядок оплаты за плановые перетоки в течение месяца устанавливаются договором.

     Все взаиморасчеты за каждый период производятся исходя из условия, что суммы, полученные ЦДУ ЕЭС СССР (ТЭО, ОДУ) от Покупателя за фактический 

переток электроэнергии должны быть равны суммам, выплачиваемым Продавцам за полученный переток электроэнергии. По отношению к энергосистемам – Покупателям ЦДУ ЕЭС СССР выступает в качестве Продавца, а к энергосистемам – Продавцам в качестве Покупателя. 

     Особым условием договора было установлено, если сумма, полученная от Покупателей, превышает сумму подлежащую выплате Продавцам, то разница распределяется между Продавцами и Покупателями пропорционально доле их участия в объеме отклонений. В этом случае снижается тариф на продажу и повышается на покупку сверхдоговорного перетока электроэнергии.

     Если сумма, полученная от Покупателей, ниже суммы, подлежащей выплате топливной составляющей себестоимости по конденсационному циклу Продавцам, то разница распределяется Покупателям и Продавцам пропорционально доле их участия. В этом случае повышается тариф на продажу и снижается на покупку сверхдоговорного перетока электроэнергии.

     Введенная Приказом № 660  (Приложение 1) система двухсторонних договоров положила начало формированию нормативно-правовой базы в сфере реализации электроэнергии, создала предпосылки установления норм договорной дисциплины в отношениях между производителями и потребителями электроэнергии, а также позволила впервые в законном порядке (на основании договора) применять цены на электроэнергию, отличные от официально установленных прейскурантами.

     Недостатком методологической основы функционирования оптового рынка на его первом этапе   являлось применение одноставочных тарифов, т.е. отсутствие платы за мощность. Переход к двухставочным тарифам задерживался в виду отсутствия современных средств учета мощности.

     Опыт работы объединенных энергосистем, АО-энерго и ЦДУ ЕЭС СССР в условиях, определяемых экономической заинтересованностью и ответственностью, позволил осуществить разработку методических подходов по определению:

     - оптимальности разрабатываемых балансов электроэнергии;

     - классификация инициатив сторон при отклонении фактического режима от договорного;

     - величины тарифов, устанавливаемых при расчетах за отклонения сальдо-перетока электроэнергии от договорных объемов;

     -  механизма распределения полученного эффекта работы рынка между его участниками.

Все перечисленное создало базу для дальнейшего развития рыночных отношений в энергетике России.

     Разработки велись, в основном, в сфере производства/потребления электроэнергии, сфера услуг в электроэнергетике существовала в неявном виде, как сопутствующая основному производству. При этом     функции по организации рынка, обеспечения его работы в части проведения договорных кампаний, контроля осуществления платежей и проведения нормативных разработок были возложены на организацию по оперативно-диспетчерскому управлению ЕЭС СССР - ЦДУ ЕЭС СССР, как единственную в то время структуру, имеющую опыт координации и балансирования интересов множества участников процесса производства и потребления электроэнергии. Функции по передаче и распределению электроэнергии осуществлялись энергосистемами, независимо от того, производителем или потребителем электроэнергии они являлись на ОРЭМ.

     Начавшийся в 1992 году кризис неплатежей не мог не отразиться на состоянии энергетики. Начался рост задолженности за потребленную электроэнергию. 

     Экономические реформы в стране, проводившиеся в этот период, были в значительной мере направлены на приватизацию государственной собственности, в том числе и в энергетике.

     Указанные обстоятельства не могли не сказаться на развитии договорных отношений, поскольку структуры оперативно-диспетчерского управления, являвшиеся по двухсторонним договорам покупателями по отношению к производителям электроэнергии, не могли осуществлять своевременную оплату полученной от них электроэнергии, не получая оплаты по договорам с потребителями электроэнергии. 

    Необходимо было искать формы взаимоотношений производителей и потребителей электроэнергии, адекватные возникшим в стране новым экономическим условиям.

     6.5. 2 этап – с 1993 года:  Переход к одноуровневому рынку 

     Опыт развития экономических отношений, приобретенный участниками оптового рынка России (СССР) электроэнергии за период 1989 – 1991 гг., а также обобщение результатов развития энергетики зарубежных стран, позволил сформулировать общие тенденции развития отрасли с учетом присущей только ей специфики.

     Указом Президента Российской Федерации от 15 августа 1992 г. № 923 “ Об организации управления электроэнергетическим комплексом Российской Федерации в период приватизации “ ( Текст указа см. здесь) было создано Российское акционерное общество энергетики и электрификации «ЕЭС России» как акционерное общество открытого типа в целях организации функционирования и развития Единой энергетической системы (ЕЭС) России.

     Федеральный (общероссийский) оптовый рынок электроэнергии (мощности) определен как единое рыночное пространство, электроэнергии (мощность) на который поставляется электростанциями РАО «ЕЭС России», акционерными обществами энергетики и электрификации, атомными электростанциями и иными производителями электроэнергии независимо от их организационно-правовых форм на принципах конкуренции.

     В связи с этим изменился субъектный состав участников оптового рынка электроэнергии (мощности): 

     - из состава энергосистем на оптовый рынок были выведены крупные электростанции (ГРЭС, ГЭС, АЭС), в результате чего большинство энергосистем перешло в категорию покупателей электроэнергии;

     - определен поставщик особого вида – концерн «Росэнергоатом», поставляющий на ФОРЭМ услуги по развитию и обеспечению безопасного функционирования атомных электростанций;

     - определен участник рынка, выполняющий, по поручению государства, функции по организации рынка (РАО «ЕЭС России»);

     - определен Оператор ФОРЭМ (технологический и коммерческий). – АО «ЦДУ ЕЭС России», выполняющий функции по оперативно-диспетчерскому 

управлению функционированием ФОРЭМ и по реализации договорных отношений между субъектами ФОРЭМ.  

     - определен состав услуг, оказываемых участникам рынка – производителям и потребителям электроэнергии (мощности) (РАО «ЕЭС России»).

     В период 1993-1995 годов  Минтопэнерго РФ и РАО «ЕЭС России» велась постоянная работа по совершенствованию структуры рынка, были опробованы различные схемы договорных отношений между субъектами оптового рынка и порядка расчетов за полученную электроэнергию: двухсторонние и многосторонние договоры с расчетами через единый счет и непосредственно между субъектами рынка. 

    Обобщение многолетнего опыта работы по созданию и развитию оптового рынка электроэнергии позволило разработать и ввести в действие пакет документов, регламентирующих договорные отношения на ФОРЭМ, а также подготовить и утвердить в ФЭК РФ  «Временные правила работы ФОРЭМЭ», введенные в действие 1 августа 1996 года.

     Перечень коммерческих организаций – субъектов ФОРЭМ был утвержден Постановлением Правительства Российской Федерации от 12 июля 1996 г. №793 «О федеральном (общероссийском) оптовом рынке электрической энергии (мощности)». Изменения и дополнения состава субъектов ФОРЭМ утверждались Федеральной энергетической комиссией одновременно с утверждением балансов и тарифов на планируемый период.

     По итогам календарного года ФЭК России представляла на утверждение Правительства Российской Федерации внесенные в течение года изменения и дополнения в состав субъектов ФОРЭМ.

     Сохранилось централизованное определение объемов производства и потребления электроэнергии (мощности).

     В порядке, установленном ФЭК России, РАО «ЕЭС России» совместно с АО «ЦДУ ЕЭС России» на основании предложений поставщиков и покупателей ФОРЭМ разрабатывало годовой и квартальные балансы производства и поставок электрической энергии (мощности), включая поставки на экспорт.

Баланс производства и поставок электрической энергии (мощности) в рамках ЕЭС России по субъектам ФОРЭМ по представлению РАО «ЕЭС России» утверждался  Федеральной энергетической комиссией Российской Федерации. Утвержденный ФЭК России баланс электрической (тепловой) энергии и мощности являлся коммерческой основой для ведения режима работы ЕЭС России.

     Продолжалось государственное регулирование тарифов на электрическую (тепловую) энергию и мощность, а также стоимости поставляемых на ФОРЭМ услуг.

     Утвержденные в установленном порядке балансы производства и поставок энергии и мощности, а также тарифы на электрическую (тепловую) энергию и мощность и размеры (нормативы) оплаты услуг, оказываемых на ФОРЭМ, обязательны для исполнения всеми субъектами ФОРЭМ при  заключении и исполнении договоров на поставку электроэнергии (мощности) и оказание услуг между субъектами ФОРЭМ и региональными энергетическими комиссиями при утверждении тарифов (нормативов платы за услуги) на потребительском (розничном) рынке электроэнергии (мощности) и тепловой энергии (мощности).

     При оперативной дооптимизации режимов работы ЕЭС России или возникновении вынужденных нерасчетных режимов работы ЕЭС России вследствие аварий, сброса нагрузки, несогласованного повышения потребления энергии и мощности и других объективных причин, применялись тарифы, определяемые на основании методики, утвержденной ФЭК России.

Окончание: 

Оптимизация режимов - основа эффективности функционирования ЕЭС России и ЕЭС ЕАЕС