Информационный портал  "TRANSFORMаторы"

 

Единая энергетическая система России: итоги преобразований

Волькенау И.М.


 

 

На долю ЕЭС России приходится около 95 % производства электроэнергии страны. Она образовалась в 1991 г., выделившись из состава ЕЭС бывшего Советского Союза.

В состав ЕЭС России входит шесть объединенных энергосистем (ОЭС): Северо-Запада, Центра, Средней Волги, Северного Кавказа, Урала и Сибири, а также Янтарьэнерго (через электрические сети стран Балтии). ОЭС Востока работает изолированно.

В рассматриваемый период (1991 — 2005 гг.) ЕЭС России работала параллельно с энергосистемами СНГ и Балтии; параллельно, но несинхронно (через вставку постоянного тока) с энергосистемой Финляндии, входящей в объединение стран Северной Европы (Nordel). От ЕЭС России осуществлялось также электроснабжение некоторых выделенных районов Норвегии, Китая, Польши, Турции и др.

Установленная мощность электростанций ЕЭС России на конец 2005 г. составила 197,3 млн кВт (около 95 % установленной мощности электростанций страны). Выработка электроэнергии всеми электростанциями ЕЭС России достигает 890,8 млрд кВтч (95 % выработки по стране).

ЕЭС России формировалась в составе ЕЭС СССР, поэтому размещение электростанций и подстанций, их структура, единичная мощность и схема сетей создавались исходя из эффективности работы всего большого объединения. В результате распада Советского Союза выделилось 15 национальных энергосистем стран СНГ. При этом сложные проблемы возникли во всех объединениях (в части структуры станций, балансов мощности, режимов работы электростанций системообразующих электрических сетей и пр.).

ЕЭС Советского Союза была крупнейшей единой энергосистемой в мире и представляла собой высшую форму интеграции электроэнергетики благодаря централизованному управлению ее функционированием и развитием и на протяжении многих лет обеспечивала надежное и эффективное электроснабжение страны даже при постоянной нехватке капитальных и материальных ресурсов. Это достигалось оптимальной технологической структурой: ЕЭС, ОЭС, РЭС, которой в основном соответствовала и хозяйственная структура: Минэнерго, территориальные главные управления, районные энергетические управления, что обеспечивало минимизацию затрат. При этом главным приоритетом в ее работе было устойчивое функционирование на современном уровне и в перспективе.

Следует отметить, что управление функционированием опиралось на весьма совершенную структуру автоматической четырехуровневой диспетчерской и противоаварийной службы. Управление развитием — на иерархическую систему перспективного проектирования по критериям народнохозяйственной эффективности, строгую государственную экспертизу перспективных решений по ее развитию и централизованную реализацию проектов.

Для отрасли были характерны высокая "технологическая культура", профессионализм и ответственность персонала всех уровней. Это позволило нашей энергетике избежать крупных системных аварий с 1948 г., даже в послевоенный период, при изношенном и часто нестандартном оборудовании, недостатке и низком качестве топлива, недостаточных резервах мощности и темпах развития электрических сетей.

Электроэнергетика как стратегическая отрасль находилась под постоянным контролем правительства страны. Все изменения хозяйственной структуры страны (организация совнархозов, создание отдельных министерств по эксплуатации и строительству электроэнергетики и т.п.) учитывали особенности этой отрасли и не только не нарушали ее надежного технологического функционирования, но и способствовали успешному ее развитию.

Рациональная организация электроэнергетики в нашей стране была обусловлена глубоким пониманием того, что в отличие от других отраслей промышленности она является сложной технической системой с практически одновременным производством и потреблением ее продукции (электроэнергии). Кроме того, она имеет довольно узкую область существования устойчивых режимов работы (частоты, тока, уровней напряжения, величины перетоков мощности и др.), а режимы ее работы, т.е. нагрузка потребителей, мощность электростанций, перетоки мощности по электрическим сетям, непрерывно изменяются. Недопустимое отклонение основных параметров практически мгновенно распространяется и нарушает электроснабжение на огромных территориях, что влечет за собой большие ущербы и, возможно, человеческие жертвы. Поэтому приоритетом здесь должна быть "технология", а хозяйственная структура отрасли должна ей соответствовать. Большой межсистемный эффект Единой энергосистемы обусловлен:

  • уменьшением необходимой установленной мощности станций от снижения совмещенного максимума электрической нагрузки против суммы максимумов объединений;
  • сокращением необходимого аварийного и ремонтного резерва мощности при совместном его использовании в объединениях;
  • экономией энергоресурсов за счет оптимизации структуры электростанций и режимов их работы в составе объединения;
  • увеличением коэффициента использования станций.
  • Это главное отличие ЕЭС от национальных систем Европы и Америки, работающих параллельно на общую электрическую сеть, но не являющихся едиными системами. Они полностью обеспечены собственным резервом мощности и электрических сетей, не имеют централизованного управления функционированием и развитием. Однако, несмотря на большие резервы и качественное оборудование, они подвержены тяжелым системным авариям, которые периодически повторяются до настоящего времени.

    Расчеты, выполненные еще в 1980-х годах Европейской экономической комиссией ООН по объединению стран Западной Европы, показали большой экономический эффект только от сокращения резервов и совмещения максимумов их нагрузки. Однако создать "наднациональное" ЦДУ в Европе по ряду причин не удавалось.

    Несмотря на большие экономические преимущества ЕЭС, для энергетики нашей страны были характерны все недостатки плановой государственной экономики: неэффективное управление собственностью, низкая производительность труда, незаинтересованность во внедрении новой техники, низкое качество оборудования, топлива и др. В результате уже к 1990 г. она существенно отставала в техническом отношении от развитых стран; возрастала и доля физически и морально устаревшего оборудования.

    С распадом Советского Союза и переходом России к рыночной экономике электроэнергетика должна была функционировать в рыночной среде. Закон РФ об акционировании не предусматривал приватизации в стратегических отраслях (электроэнергетика, связь, железные дороги и ВПК). Однако в 1991 г. по инициативе Минэнерго и в соответствии с Указом Президента РФ электроэнергетика была приватизирована с контрольным пакетом акций у государства. При этом была создана двухуровневая регулируемая монополия: РАО "ЕЭС России" на федеральном уровне и 74 "АО-энерго" на уровне регионов (энергосистем). Таким образом, сохранилась технологическая структура ЕЭС, но изменилась хозяйственная. Целью приватизации было повышение экономической эффективности на основе конкуренции, снижение тарифов и привлечение инвестиций как частных, так и иностранных. При этом технико-экономическое обоснование этого мероприятия не проводилось. В качестве главного недостатка существовавшей системы, требующего незамедлительного реформирования Минэнерго, было названо "преобладание технологических интересов в отрасли над экономическими, что привело энергетику к кризисному состоянию (снижение выработки энергии и вводов мощностей, провал программы по атомной энергетике и др.)".

    Поспешная приватизация в условиях экономического кризиса в стране, отсутствие опыта организации рыночных отношений не дали ожидаемых результатов: конкурентные отношения не сложились; снизилась экономичность; возросли тарифы на электроэнергию (в сопоставимых ценах); не появились и частные инвесторы.

    Предложения иностранных инвесторов не могли быть приняты, поскольку это вызвало бы еще большее увеличение тарифов. Длительный период снижения нагрузок, которые еще к 2005 г. не достигли уровня 1991 г., не был использован для технического перевооружения отрасли. Оборудование станций, выведенное в "холодный" резерв, при снижении нагрузок не всегда обслуживалось надлежащим образом. Кроме того, имелись случаи использования его и на запасные части. Проявились и естественные противоречия интересов производителей энергии (РАО "ЕЭС России" и АО-энерго) и потребителей электроэнергии — экономическое отключение потребителей за долги (включая и потребителей I категории). Государство, имея контрольный пакет акций, не использовало своих возможностей для своевременного изменения положения, ограничившись регулированием тарифов. Но самое важное, изменились приоритеты: теперь главной становится хозяйственная структура, а ее основной задачей в условиях рынка — укрепление финансового положения и увеличение прибыли компаний. Соответственно начал замещаться производственный персонал всех уровней, что разрушило преемственность в работе технологических служб. Технологическая структура ЕЭС была в основном сохранена, и ответственными за электроснабжение территорий оставались энергосистемы. Однако при этом в новой структуре РАО вообще не было предусмотрено главной технологической структуры управления функционированием (аналога Главного технического управления Минэнерго), определяющей техническую политику в эксплуатации.

    Хотя управление развитием ЕЭС России в новых условиях сохранилось: по-прежнему выполнялись проекты развития систем и составлялись долгосрочные прогнозы, но все это носило уже чисто формальный характер и сводилось в основном к принятию решений, более выгодных для компании. А главное, не было создано механизмов реализации проектных решений, целесообразных с позиций государства. Оно устранилось от управления развитием энергетики (являясь главным акционером РАО) и ограничило свою деятельность регулированием тарифов. Не реализовывался практически и проект технического перевооружения отрасли. В результате доля основного оборудования, устаревшего физически и морально, возрастала. В условиях пониженных электропотребления и электрических нагрузок электроснабжение потребителей осуществлялось достаточно успешно. Однако рост электропотребления и нагрузок после 1998 г. не был надежно обеспечен существующим парком генерирующих мощностей, а снижение качества эксплуатации не гарантировало надежного электроснабжения потребителей. В рыночных условиях появились противоречия интересов потребителей и производителей электроэнергии. Непрерывный рост тарифов на электроэнергию и тепло в условиях экономического кризиса вызвал массовые "неплатежи" за энергоносители, на которые электроэнергетики ответили отключениями потребителей. Поскольку схемы распределительных сетей не предусматривали такого мероприятия, то под отключения стали попадать и потребители I категории.

    С 2000 г. по инициативе РАО ЕЭС России началось новое реформирование электроэнергетики с созданием свободного конкурентного рынка электроэнергии, мощности и системных услуг. При этом хозяйственная структура ЕЭС России раздробилась на множество бизнес-единиц по видам деятельности: генерации, передаче, сбыта и т.д. В результате изменилась и технологическая структура — была создана Федеральная сетевая компания, включающая сети напряжением 220 кВ и выше; ЦЦУ преобразовали в самостоятельную структуру — Системного оператора, которому отошла и трехуровневая диспетчерская и противоаварийная служба. Создана и новая независимая структура, управляющая закупками электроэнергии и мощности, т.е. по существу потоками мощности, и определением режимов загрузки станций и сетей в ЕЭС — Администратор торговой системы, которая по технологии отрасли будет частично дублировать работу ЦДУ, для чего в ней создаются соответствующие подразделения. Управление развитием ЕЭС вообще не предусматривается.

    В 2003 г. на базе крупных электростанций РАО "ЕЭС России" началось создание оптовых генерирующих компаний (ОГК) на основе тепловых и гидравлических электростанций, региональных ОГК — на базе ТЭЦ. Кроме того, уже существует государственная корпорация, объединяющая все атомные электростанции — Федеральное государственное унитарное предприятие "Росэнергоатом".

    Генерирующие компании формируются не по территориальному принципу и включают станции, находящиеся в разных регионах страны, иногда на огромном расстоянии друг от друга. Это обусловлено желанием создать компаниям одинаковые стартовые экономические условия.

    Для обслуживания рынка электроэнергии и мощности создается дорогостоящая новая автоматическая система, позволяющая заключать сделки на поставку электроэнергии и мощности "в темпе процесса".

    Закон практически не предусматривает управление развитием технологической схемы ЕЭС в новых условиях, а также обеспечения реализации рациональных проектных решений в интересах государства. Между тем с 2008 г. РАО ЕЭС России перестает существовать и координация развития генерирующих мощностей будет регулироваться только свободным рынком, что представляется чрезвычайно опасным.

    Принятые законодательные акты соответствуют административным способам улучшения работы любой отрасли народного хозяйства путем изменения их хозяйственной структуры. Однако в отрасли — технической системе — они входят в противоречие с ее технологической структурой. В результате ЕЭС России в прежнем понимании перестала существовать, что отразилось на ее экономичности и надежности.

    В настоящее время реформирование ЕЭС еще продолжается. Анализ условий ее работы в 1991 — 2005 гг. позволяет выявить основные проблемы:

    1. После выделения ЕЭС России из состава ЕЭС СССР возникли большие трудности с осуществлением параллельной работы. Часть объединений ЕЭС России таких, как Северный Кавказ, Сибирь, а также Янтарьэнерго (Калининград), оказались связанными с остальной частью ЕЭС соответственно через сети Украины, Казахстана и Балтии. Это создало большие трудности в функционировании ЕЭС и электроснабжении потребителей. До 1994 г. ЕЭС России в составе шести объединенных систем (Северо-Запада, Центра, Северного Кавказа, Средней Волги, Урала и Сибири) работала синхронно с энергосистемами Балтии, Беларуси, Украины, Закавказья и Казахстана. От этого объединения осуществлялся экспорт электроэнергии в энергосистемы Центральной Европы (объединенная система "Мир" с ЦДУ в Праге), а также в Монголию, Финляндию, Норвегию, Турцию. Это было крупнейшее энергообъединение мира мощностью свыше 400 млн кВт, оно охватывало территорию от Улан-Батора до Берлина.

    С 1995 г. в связи с экономическим кризисом в странах СНГ и по ряду других причин связи ОЭС Центра с Украиной и Северным Кавказом были отключены. В 1996 г. были отключены также связи Урала с Казахстаном, а в 1999 г. — Казахстана с Сибирью. Сохранялась синхронная работа ЕЭС России только с Беларусью и Балтией. Эти обстоятельства вызвали большие трудности в электроснабжении дефицитного объединения Северного Кавказа, а также Омской энергосистемы ОЭС Сибири, которые соединялись с ЕЭС только слабыми связями 220 кВ. В результате при наличии мощных электрических сетей, проходящих по территориям Украины и Казахстана, в ЕЭС России потребовалось усиление электрических сетей между Северным Кавказом и Волгоградом, а также Сибирью и Уралом, проходящих по территории России.

    В 2000 г. была восстановлена синхронная работа с ОЭС Сибири через ОЭС Казахстана, а с 2001 г. — с Украиной и Молдовой, Закавказьем (Грузией и Азербайджаном). В настоящее время ЕЭС России работает синхронно на территории, превышающей территорию бывшей ЕЭС Советского Союза, так как к этому времени сети Северного Казахстана объединились с сетями Южного, работающими синхронно с энергосистемами государств Средней Азии. Но это межнациональное объединение уже не было единой системой, так как не имело единого централизованного управления функционированием и развитием.

    Следует отметить, что межсистемные связи внутри ЕЭС, а также с энергосистемами стран СНГ и Балтии представляют собой части основной системообразующей сети и поэтому их пропускная способность зависит от загрузки внутренних сетей объединений, которая может изменяться в широком диапазоне в зависимости от режимов работы этих систем.

    Таким образом, параллельная работа объединений ЕЭС России стала зависеть от загрузки сетей соседних государств, что в ряде случаев может приводить к ограничению пропускной способности сетей между объединениями ЕЭС.

    2. В ЕЭС нарастает доля морально и физически устаревшего оборудования. Кроме того, с настоящего времени вводы мощности на тепловых электростанциях осуществляются в основном за счет паротурбинного низкоэкономичного оборудования с КПД около 35 %.Ввод более совершенных парогазовых блоков только начат, тогда как даже в развивающихся странах уже много лет продолжается строительство станций только с газотурбинным оборудованием, а в США работают электростанции с КПД 50 - 60 %.

    В ближайшее время около 70 % мощности тепловых электростанций ЕЭС России достигнут 30-летнего (и более) срока службы. Продление его (что является сейчас основным направлением сохранения их в работе) не позволяет улучшить экономические показатели работы станций, и отставание технического уровня нашей энергетики только увеличится. Масштабное техническое перевооружение энергетики потребует огромных финансовых и материальных ресурсов, что при современном состоянии нашей промышленности практически не реализуемо в ближайшие 15 - 20 лет. Привлечение инвесторов повлечет за собой многократный рост тарифов на электроэнергию и недопустимо затормозит экономический рост страны, создав социальную напряженность.

    3. В результате поспешного акционирования и 15-летнего реформирования энергетики не удалось достигнуть главного результата — повышения эффективности управления собственностью. Следствием этого явились резкое сокращение вводов мощностей,удорожание строительства энергетических объектов, рост численности эксплуатационного персонала при значительном повышении оплаты труда (в сопоставимых ценах) и в конечном счете снижение ее экономичности и надежности электроснабжения потребителей.

    Изменение основных показателей, характеризующих работу ЕЭС России в 1991 — 2005 г., приведено в таблице.

    Как следует из приведенных данных, период 1991 — 1998 гг. характеризовался снижением электропотребления, обусловленным экономическим кризисом. При этом электропотребление снизилось примерно на 24 %. Соответственно снизилось и производство электроэнергии.

    4. С 1999 г. в стране начался экономический подъем, рост потребления электроэнергии и ее производства, которые увеличились соответственно на 20 и 14 %, не достигнув, однако, к 2005 г. уровня 1991 г. Установленная мощность электростанций ЕЭС увеличилась со 188,6 до 197,3 млн кВт, т.е. всего на 8,7 млн кВт при суммарном вводе мощности около 17 млн кВт и демонтаже и перемаркировке старого оборудования в размере примерно 8,5 млн кВт.

    Следует отметить, что вводы мощности в ЕЭС России резко сократились. В среднем за рассматриваемый период (1991 — 2005 гг.) они составили около 1,1 млн кВт в год против 4 млн кВт в год в период перестройки (1986 — 1990 гг.) и 6 - 7 млн кВт в год в предыдущие пятилетия.

    При пониженных уровнях электропотребления балансы электроэнергии ЕЭС России в рассматриваемый период складывались благополучно. Балансы мощности ЕЭС (в числе ее максимума) обеспечивались при превышении располагаемой мощности над максимумом в размере 20 — 30 %, что позволяло проводить текущие ремонты и иметь необходимые резервы. Следует отметить, что в практике проектирования энергосистем эта величина принимается 15 — 17 % максимума нагрузки ЕЭС (с учетом реализации межсистемного эффекта).

    Балансы мощности и электроэнергии объединенных систем ЕЭС, несмотря на обеспеченность их собственной мощностью, сводились с учетом довольно значительных перетоков энергии и мощности между ОЭС. Это обусловлено оптимальным использованием генерирующих мощностей и энергоресурсов в целом по ЕЭС. Потоки энергии в ЕЭС были направлены в основном из ОЭС Средней Волги (от АЭС и ГЭС) на запад в ОЭС Центра, Северо-Запада, Северного Кавказа и частично Урала. Это обусловлено передачей ночных избытков мощности из центральных объединений, характеризующихся значительным снижением нагрузок ночью и большой долей ТЭЦ и АЭС с ограниченными мощностями суточного регулирования. Урал при довольно равномерной суточной нагрузке имеет возможность существенно разгрузить тепловые электростанции Тюменской области, работающие на газе.

    5. Ухудшилась экономичность работы ЕЭС России. Так, число часов использования установленной мощности к 1998 г. упало до 4000 ч в году против 5300 ч в 1991 г. К 2005 г. оно увеличилось только до 4500 ч.

    Потери электроэнергии за рассматриваемый период возросли с 8,8 до 12,9 %. При этом в 1992 г. при самом низком уровне электропотребления они составляли 12,3 % в основном из-за недостаточного внимания к вопросам снижения потерь в эксплуатации и плохого учета отпуска электроэнергии. В результате тарифы на электроэнергию в 2000 - 2005 гг. увеличились в 14-15 раз.

    За рассматриваемый период снизилась надежность работы ЕЭС и электроснабжения потребителей.

    Уже в 2001 г. число аварий и отказов резко увеличилось, как и недоотпуск электроэнергии из-за них. После 2001 г. полные данные по надежности в отчетах не приводятся. Указываются только отказы оборудования различных типов без пояснения последствий. Отмечаются участившиеся случаи отделения энергосистем от ЕЭС с дефицитом мощности, а также отключения генераторов с потерей мощности более 150 МВт, увеличиваются отключения линий 110-750 кВ, относящихся к Единой федеральной электрической сети. Снизилось качество эксплуатации. В 2003 г. произошло 527 технологических нарушений, вызванных ошибочными действиями персонала и оказавших отрицательное влияние на надежность системы. Значительное снижение надежности работы ЕЭС было подтверждено тяжелейшей системной аварией в г. Москве и ОЭС Центра 25 мая 2005 г., подобных которой не было с начала создания ЕЭС в 1948 г. Развитие этой аварии в.течение почти двух суток и неудачные попытки ее ликвидации обнаружили низкие уровни эксплуатации и профессионализма, а также безответственность персонала всех звеньев. В мае 1996 г. произошла крупная системная авария в Мосэнерго, нарушившая электроснабжение потребителей северных и частично центральных районов города, а в 2007 г. — на востоке города с отключением метро. Все это обусловлено непрерывным (на протяжении 15 лет) ухудшением технологической и хозяйственной структур управления, не учитывающих технологических особенностей отрасли. Причина этого — преобладание в эксплуатации ЕЭС экономических интересов компаний, как и во всех сферах жизни нашей страны, при отсутствии жестких санкций в случае нарушения технологических правил.

    Создание специальной службы ЦДУ ЕЭС (Департамента технического аудита) по мониторингу и предотвращению системных аварий представляется совершенно бесполезным. Пока основной деятельностью этой структуры был сбор данных о запасах топлива на электростанциях и воды на ГЭС, состоянии всего оборудования энергетических объектов до их мельчайших деталей (например, трещина опорного изолятора разъединителя на подстанции 330 кВ!). По этим данным новой службой давались указания о необходимости устранения недостатков, т.е. выполнении технологических правил эксплуатации. При наличии такой мощной организации, как Энергонадзор, и подобных инструкций по эксплуатации всего оборудования энергетических объектов, которые должны неукоснительно выполняться, создание еще одной "проверяющей" организации не может изменить положения. Представляется, что в рыночных условиях производственную дисциплину можно более эффективно повысить экономическими методами (штрафами).

    Развитие рыночных отношений в электроэнергетике России соответствует мировым тенденциям передовых стран в последние 10—15 лет, что в значительной мере обусловило и наши преобразования.

    Страны со сложившейся рыночной экономикой с 1990 г. пытаются организовать свободный конкурентный рынок в этой отрасли, так как непрерывный рост тарифов, избыточные резервы и нерациональная структура национальных энергосистем и их объединений вызывают недовольство потребителей электроэнергии. Они преобразуют свою электроэнергетику в направлении большей интеграции и повышения ее экономичности за счет реализации межсистемного эффекта от сокращения избыточных резервов мощности и рационализации режимов работы под руководством Администратора торговой системы, который может в какой-то мере функционировать как централизованный межнациональный орган. Однако за прошедшие 15 лет в электроэнергетике не удалось создать эффективную модель свободного рынка. Проявились серьезные недостатки рыночных отношений: трудности обеспечения бездефицитного развития энергосистем и снижения тарифов на электроэнергию; невозможность сооружения дорогостоящих объектов АЭС и ГЭС; нерациональное размещение электростанций, снижение надежности работы систем из-за преобладания рыночных интересов над "технологическими" возможностями энергосистем; невозможность надежного прогнозирования развития энергосистем в перспективе из-за резкого сокращения "горизонта прогнозирования" (до 3-5 лет).

    Стало очевидным, что свободный рынок в электроэнергетике в обычном понимании этого слова не может быть создан. Процесс реструктуризации в развитых странах замедлился, так как начался поиск новых форм организации рыночных отношений в этой отрасли с учетом своих конкретных условий и сложившейся структуры электроэнергетики. Так, в Великобритании, которая первой начала создавать рынок электроэнергии еще в 1990 г., стали появляться вертикально-интегрированные компании за счет покупки сетевыми компаниями электростанций, а генерирующими компаниями — электрических сетей.

    Очевидно, что в России организация эффективного свободного рынка столкнется с еще большими проблемами. К этому приведут неразвитость цивилизованных рыночных отношений в стране, огромная территория, техническая отсталость и изношенность оборудования промышленных предприятий и некоторые "национальные особенности", выражающиеся, в частности, в невыполнении правил и даже законов. Не ясна и экономическая эффективность перехода к "свободному" рынку от высшей формы интеграции электроэнергетики. При этом следует учесть, что в новых условиях оказание системных услуг (диспетчерское обслуживание, содержание резервов, участие в ночной разгрузке станций и т.д.) потребует дополнительной оплаты. К этому следует добавить и большие затраты на создание системы автоматических средств управления торговой системой электроэнергии.

    В этих условиях говорить о снижении тарифов не приходится. Массовое привлечение иностранных инвестиций в энергетику вызовет еще более резкое увеличение тарифов, как это происходит сейчас в развивающихся странах при строительстве там энергетических объектов Францией, Германией и США. Особое беспокойство вызывает снижение надежности функционирования энергообъединений, с которым столкнулись зарубежные страны, и они пока не нашли решения этой проблемы. Снижение надежности функционирования ЕЭС России после 2003 г., повлекшее за собой тяжелейшую системную аварию в 2005 г., — это серьезное предупреждение.

    Неудачный опыт создания конкурентного рынка электроэнергии показывает, что такой рынок не может обеспечить бездефицитного функционирования и развития отрасли, поскольку техническая система требует четкого централизованного управления. Таким образом, проведению реформ должно предшествовать детальное рассмотрение их технологических и социальных последствий с учетом исходной структуры энергетики. В связи с этим в наших условиях представляется целесообразным:

  • скорректировать принятую модель рынка с учетом особенностей и имеющегося опыта советской энергетики, сохранив в максимальной степени экономический и технологический эффекты от объединенной работы ЕЭС и используя рыночные отношения в некоторых сферах ее деятельности;
  • определить этапы ее реализации во времени;
  • разработать систему управления развитием ЕЭС в новых условиях, а так же способы реализации рациональных проектных решений с учетом интересов и возможностей энергомашиностроения и энергостроительства.
  • Следует оценить, хотя бы приближенно, эффективность предлагаемых преобразований, а также их последствия для населения. Необходимо также разработать такие способы государственного регулирования, которые обеспечат функционирование и развитие электроэнергетики страны в интересах государства и общества.

     
     
    Полное содержание статьи Вы можете найти в первоисточнике
    Источник:  ©  Энергетик
    Материал размещен на www.transform.ru 17.11.2006 г.
     

     

    Перейти в форум для обсуждения

      ©  TRANSFORMаторы 2004—2010


    Рейтинг@Mail.ru Яндекс.Метрика ??????????? ????