Перспективы развития мировой электроэнергетики. Перспективы развития мировой энергетики Каковы перспективы развития электроэнергетики в вашем регионе

Современное развитие экономики остро выявило основные проблемы развития энергетического комплекса. Эра углеводородов медленно, но верно подходит к своему логическому завершению. Ей на смену должны прийти инновационные технологии, с которыми связываются основные перспективы энергетики .

Проблемы энергетического комплекса

Пожалуй, одной из важнейших проблем энергетического комплекса можно считать высокую стоимость энергии, приводящую, в свою очередь, к удорожанию себестоимости выпускаемой продукции. Несмотря на то, что в последние годы активно ведутся разработки, способные позволить использование , ни одна низ них на сегодняшний момент не способна полностью вытеснить углеводороды с мировой энергетической арены. Альтернативные технологии – дополнение к традиционным источникам, но не их замена, по крайней мере, сейчас.

В условиях России проблема усугубляется еще и состоянием упадка энергетического комплекса. Электрогенерирующие комплексы находятся не в самом лучшем состоянии, многие электростанции физически разрушаются. В результате стоимость электроэнергии не снижается, а постоянно возрастает.

Долгое время мировое энергетическое сообщество делало ставку на атом, но это направление развития также можно назвать тупиковым. В европейских странах наблюдается тенденция к постепенному отказу от АЭС. Несостоятельность энергии атома подчеркивается еще и тем, что за долгие десятилетия развития она так и не смогла вытеснить углеводороды.

Перспективы развития

Как уже отмечалось, перспективы развития энергетики , в первую очередь, связываются с разработкой эффективных альтернативных источников. Наиболее изученными направлениями в этой области являются:

• Биотопливо.
• Ветроэнергетика.
• Геотермальная энергетика.
• Гелиоэнергетика.
• Термоядерная энергетика (УТС).
• Водородная энергетика.
• Приливная энергетика.

Ни одно из этих направлений не способно решить проблему энергетического кризиса, когда простого дополнения старых источников энергии альтернативными уже недостаточно. Разработки ведутся в разных направлениях и находятся на различных стадиях своего развития. Тем не менее, уже можно очертить круг технологий, которые способны положить начало :

• Вихревые теплогенераторы. Такие установки используются достаточно давно, найдя свое применение в теплоснабжении домов. Прокачиваемая через систему трубопроводов рабочая жидкость нагревается до 90 градусов. Несмотря на все преимущества технологии, она еще далека от окончательного завершения разработок. Например, в последнее время активно изучается возможность использования в качестве рабочей среды не жидкости, а воздуха.
• Холодный ядерный синтез. Еще одна технология, развивающаяся примерно с конца 80-х годов прошлого века. В ее основе лежит идея получения ядерной энергии без сверхвысоких температур. Пока направление находится на стадии лабораторных и практических исследований.
• На стадии промышленных образцов находятся магнитомеханические усилители мощности, использующие в своей работе магнитное поле Земли. Под его воздействием увеличивается мощность генератора и увеличивается количество получаемой электроэнергии.
• Очень перспективными представляются энергетические установки, в основе которых лежит идея динамической сверхпроводимости. Суть идеи проста – при определенной скорости возникает динамическая сверхпроводимость, позволяющая генерировать мощное магнитное поле. Исследования в этой области идут довольно давно, накоплен немалый теоретический и практический материал.

Это только крошечный перечень инновационных технологий, каждая из которых обладает достаточным потенциалом развития. В целом, мировое научное сообщество способно развивать не только альтернативные источники энергии, которые уже можно назвать старыми, но и по-настоящему инновационные технологии.

Нельзя не отметить, что в последние годы все чаще появляются технологии, которые еще недавно казались фантастическими. Развитие подобных источников энергии способно полностью преобразить привычный мир. Назовем только самые известные из них:

• Нанопроводниковые аккумуляторы.
• Технологии беспроводной передачи энергии.
• Атмосферная электроэнергетика и т. д.

Следует ожидать, что в ближайшие годы появятся и другие технологии, разработка которых позволит отказаться от использования углеводородов и, что немаловажно, снизить себестоимость энергии.

Специально для портала «Перспективы»

Владимир Кондратьев

Кондратьев Владимир Борисович – доктор экономических наук, профессор, руководитель Центра промышленных и инвестиционных исследований Института мировой экономики и международных отношений РАН

Электроэнергетика переживает не менее радикальные перемены, чем во время массового строительства ядерных реакторов в 1960 – 1970-е годы. Растет доля альтернативных источников энергии, усиливается диспропорция цен на уголь и природный газ, переосмысливается роль атомной энергетики. Мировая экономика превращается из энергодефицитной в энергоизбыточную. Во второй части статьи рассматриваются глобальные перспективы отрасли и пути ее реформирования в ЕС, Индии, Бразилии, Южной Корее и – более детально – в России.

Широкомасштабные изменения, которые происходят в настоящее время в мировой энергетике, идут достаточно медленно и зачастую малозаметно для окружающих. Однако перед энергокомпаниями и политиками уже стоят новые вызовы, и от того, какие на них будут найдены ответы, зависит будущее отрасли на много лет вперед.

Европейский союз

По сравнению со среднемировой структурой генерации электроэнергии, в странах Евросоюза заметно выше доля АЭС (почти 30%), а также альтернативных источников энергии - ветра, биомассы и др. (около 8%).

Рис. 1.

Источник: U . S . Energy Information Administration . International Energy Statistics. Electricity. U.S. Department of Energy. Wash. D . C .

Основным органом, ответственным за разработку и согласование энергетической политики ЕС, является Генеральная дирекция по энергетике (до 2010 г. - Генеральная дирекция по энергетике и транспорту). Последующие ступени регулирования относятся к уровню отдельных стран-участниц ЕС, в каждой из которых могут действовать различные системы управления отраслью. Один представитель от каждой страны ЕС входит в ассоциацию регуляторов ERGEG (European Regulators" Group for Electricity and Gas). Ассоциация была образована Еврокомиссией в качестве консультативного органа по вопросам создания внутреннего рынка электроэнергии. Основной деятельностью ассоциации является разработка законопроектов и стратегических документов по развитию отрасли.

Либерализация рынков ЕС не предполагала обязательной приватизации электроэнергетики. Во многих странах по-прежнему остались крупные генерирующие компании, большая часть акций которых принадлежит государству (Италия, Швеция). Компании, обладающие большой долей и властью на рынках соответствующих стран, характерны и в целом для ЕС: это EdF во Франции, EdP в Португалии, «Electrabel» в Бельгии и т. д.

Функции передачи электроэнергии и управления режимами энергосистем в большинстве стран выполняются системными операторами. На территории ЕС действуют в настоящий момент 34 системных оператора, объединенных в ассоциацию ENTSO-E. В соответствии с Третьим пакетом энергетических законов она осуществляет общеевропейское планирование и координацию параллельно работающих энергосистем.

Директива EC от 26.06.2003 накладывала на страны-участницы Евросоюза обязательства по дерегулированию и либерализации электроэнергетики. Директива также предполагала последующее объединение локальных рынков электроэнергии в единый внутренний рынок ЕС. В качестве целей реформы были названы повышение эффективности электроэнергетики, снижение цен на электроэнергию, улучшение качества обслуживания и рост конкуренции.

В первую очередь предусматривалось разделение вертикально-интегрированных энергокомпаний по видам деятельности и обеспечение конкуренции в секторах генерации и сбыта. Речь не шла об обязательной смене владельца, если при этом операторы передающих и распределительных сетей обеспечивали недискриминационный доступ к сети с экономически обоснованной ценой подключения. Ключевым элементом разделения было формирование независимых органов управления и принятия решений в передающих, распределительных и генерирующих компаниях.

Директива была нацелена на создание совместимых условий поставки электроэнергии потребителям в странах-членах ЕС, что позволит в дальнейшем прийти к единому европейскому рынку электроэнергии. К таким условиям относятся: уровень конкуренции на рынке, экономическая обоснованность стоимости электроэнергии, возможность свободного выбора поставщика, система тендеров для введения новой мощности, снижение выбросов CO 2 в атмосферу и др.

В результате реформы европейский рынок электроэнергии представляет собой конгломерат соединенных между собой региональных рынков (Балтия; Восточная Центральная Европа; Западная Центральная Европа; Южная Центральная Европа, Северная Европа; Юго-Западная Европа и Франция-Великобритания-Ирландия).

Одна из главных проблем на пути формирования единого рынка - наличие перегрузок на трансграничных сечениях между региональными рынками. Предполагается решить эту проблему посредством стимулирования инвестиций в сетевую инфраструктуру и завершить формирование единого рынка к 2014 г. Наиболее развитым считается рынок Северной Европы, в особенности его скандинавская часть. На этом рынке наблюдаются одни из самых низких цен в Европе, а ликвидность превышает 30%.

На территории ЕС действуют 9 основных бирж электроэнергии: «NordPool», EEX, IPEX, «Powernext», APX NL, APX UK, «Belpex», «Endex» и «Omel». В последние годы отмечается тенденция к слиянию бирж и расширению охватываемой ими территории. На всех биржах торговля осуществляется в режиме «на сутки вперед», на некоторых также существуют внутридневные, балансирующие и фьючерсные рынки.

Несмотря на проведенную либерализацию, во многих странах сохраняется существенная доля регулируемых поставок электроэнергии. В большей степени это касается новых членов ЕС - Болгарии, Эстонии, Литвы, Латвии, Венгрии, Польши, Румынии, Словакии, однако регулируемые тарифы для населения сохраняются и в некоторых странах с развитыми рынками, таких как Франция и Италия.

Индия

Более 30% генерирующих активов контролируется правительством на национальном уровне. Наиболее крупные генерирующие компании - Национальная гидрогенерирующая корпорация, Атомная энергетическая корпорация Индии, Национальная теплоэнергетическая корпорация. На уровне отдельных штатов государство владеет 52% генерирующих компаний и распределительными компаниями. Под контролем государства находится корпорация «PowerGrid of India», отвечающая за функционирование и развитие национальной энергосистемы. Примерно 13% генерации на уровне штатов принадлежит частным владельцам.

В структуре генерации электроэнергии преобладают тепловые электростанции, работающие на угле. По сравнению со среднемировыми показателями в Индии относительно большую роль играют гидроэлектростанции (25%) и возобновляемые источники энергии (7%) - прежде всего биомасса (рис. 2).

Рис. 2. Структура генерации электроэнергии по видам топлива

Источник . C .

За развитие отрасли и формирование энергетической политики в стране в целом отвечает Министерство энергетики Индии. Реализация внутренней энергетической политики на уровне штатов находится в компетенции их правительств.

Тарифы на производство электроэнергии генерирующими компаниями, принадлежащими государству, и на передачу электроэнергии по магистральным сетям устанавливаются Центральной регулирующей комиссией Индии. На региональном уровне деятельность энергокомпаний регулируется 28 соответствующими государственными регулирующими комиссиями штатов.

В последние десятилетия правительство Индии проводит либерализацию рынков и принимает меры для стимулирования частных инвестиций в электроэнергетику при сохранении государственного регулирования этой отрасли. Закон об электроэнергии, принятый в 2003 г., стал основным государственным актом реформирования электроэнергетики. Закон отменил требования обязательного лицензирования проектов строительства генерирующих объектов, создал условия для развития конкуренции и привлечения иностранных инвесторов, запустил процессы разделения по видам деятельности. В целях привлечения частных инвестиций правительство Индии выпустило специальное руководство, определяющее правила участия частных инвесторов в проектах по генерации, передаче и распределению электроэнергии.

Для развития торговли электроэнергией закон устанавливает следующие этапы:

определение соответствующей регулирующей комиссией тарифа на продаваемую электроэнергию по формуле «издержки производства + нормативная доходность»;

определение тарифа на основе конкурсных торгов;

ценовая конкуренция производителей электроэнергии и открытие рынка.

С июня 2002 г. в стране функционирует Энергетическая торговая корпорация Индии (PTC), основным видом деятельности которой на первом этапе являлась закупка излишков электроэнергии у генерирующих компаний и последующая их продажа вертикально интегрированным энергокомпаниям штатов по экономически обоснованной стоимости, обеспечивающей оптимальное соотношение интересов продавцов и покупателей.

PTC не имела в собственности ни генерирующих, ни сетевых активов и функционировала в качестве единственного поставщика, минимизирующего финансовые и операционные риски покупателей и продавцов электроэнергии. Она гарантировала своевременную оплату производителям электроэнергии и исполнение обязательств по ее поставке покупателям.

Бразилия

Здесь в структуре генерации преобладает гидроэнергетика, на которую приходится до 80% производимой в стране электроэнергии. Значение АЭС, газовых и угольных электростанций невелико. Относительно важную роль играют электростанции, работающие на биомассе (рис. 3).

Рис. 3. Структура генерации электроэнергии по видам топлива

Источник: U.S. Energy Information Administration. International Energy Statistics. Electricity. U.S. Department of Energy. Wash. D . C .

Бразилия вместе с Канадой и Китаем входит в тройку стран с наибольшей выработкой гидроэлектроэнергии. ТЭС, являющиеся резервом на время сезонов низкой водности, сильно зависят от импортируемого топлива. В настоящее время большое внимание уделяется развитию ветровой и солнечной энергетики, электростанций на биомассе (в частности, на этаноле), малых гидроэлектростанций.

Электроэнергетические предприятия Бразилии в соответствии с формами собственности можно условно разделить на три группы: государственные, муниципальные и частные. К государственным компаниям относятся: «Eletrobrás» - генерация, передача, распределение; «Eletronorte» - генерация, передача, распределение; «Boa Vista» - распределение; NUCLEN - ядерная энергетика; CEPEL - исследования.

Муниципальные предприятия CESP, CEMIG, COPEL, CEEE занимаются генерацией, передачей и распределением, «Transmissão Paulista» - только передачей электроэнергии, а еще 11 муниципальных компаний - исключительно распределением. К категории частных предприятий относятся 5 генерирующих компаний и 40 компаний, занимающихся распределительной деятельностью.

Самой крупной компанией отрасли является холдинг «Eletrobras», 78% акций которого в настоящий момент принадлежит государству. Под контролем «Eletrobras» находятся 40% установленной генерирующей мощности, 60% линий электропередачи и государственные распределительные компании. Десятью крупнейшими компаниями по установленной мощности являются CHESF, «Furnas», «Eletronorte», «Itaipu», CESP (входят в холдинг «Eletrobras»), CEMIG-GT, «Tractebel», COPEL-GER, AES TIETÊ, «Duke Energy».

Национальная объединенная энергосистема (Rede Basica / SIN) - одна из самых больших в мире как по протяженности сетей, так и по установленной мощности. Вне SIN существует изолированная система для части региона Амазонии, которая контролируется «Eletrobras». Бразилия связана линиями электропередачи с Парагваем, Аргентиной, Венесуэлой и Уругваем.

Основные положения отраслевой политики определяются президентом страны на основе предварительных консультаций, проводимых Советом национальной политики в области энергетики и Комитетом профильных министерств (CNPE). В состав CNPE входят Министерство горнодобывающей промышленности и энергетики (MME), Министерство финансов и Министерство окружающей среды.

За стратегию и планирование развития электроэнергетики кроме MME (ведущее министерство) отвечает Государственная исследовательская компания в энергетике (EPE). EPE разрабатывает стратегию на 10-летний период с ежегодной корректировкой и на 25-летний период с корректировкой раз в 3 - 4 года. Ключевые документы, определяющие правила функционирования электроэнергетики Бразилии, разрабатываются в EPE и передаются в MME для дальнейшего утверждения Комитетом профильных министерств.

Независимым регулятором является Национальное агентство по электроэнергетике (ANEEL) - автономный орган, утвержденный законодательно, административно связанный c MME, но не подчиняющийся ему. ANEEL занимается регулированием и контролем генерации, передачи и распределения электроэнергии в соответствии с действующим законодательством, директивами и политикой правительства.

Изначально электроэнергетический сектор Бразилии развивался за счет частного капитала. До 1930-х годов производство электроэнергии контролировали в основном два крупных иностранных объединения - американо-канадское («Group Light») и американское (AMFORP). Впоследствии государство начало проводить политику национализации отрасли. В 1961 г. были созданы «Eletrobrás» и MME, а в 1978 г. государство приобрело «Group Light».

К 1990-м годам основой электроэнергетического сектора Бразилии являлись вертикально интегрированные компании, в основном принадлежащие государству. Гиперинфляция, политика дотируемых тарифов и недостаточное финансирование привели к необходимости реформирования отрасли. В 1996 г. были проведены реформы, направленные на либерализацию рынка. В 1998 г. создан оптовый рынок электроэнергии, который начал работать с 2001 г., после определения нормативов и правил функционирования. С 1995 по 1998 г. приватизировано 60% распределительных компаний.

Результатом этих мер стало сокращение государственных расходов на инвестирование в развитие инфраструктуры - за счет привлечения частного капитала и стимулирования свободной конкуренции. Значительно повысился уровень обслуживания потребителей, снизились объёмы хищения электроэнергии, неплатежей и технических потерь. Однако многолетняя засуха, повлиявшая на объем производства электроэнергии в условиях доминирования гидроэнергетики, несовершенный механизм регулирования и управления отраслью, неудачное распределение инвестиций и их недостаточный объем, а также опережающий предложение спрос нивелировали положительный эффект от реформ и явились основными причинами кризиса 2001 - 2002 гг.

Основными направлениями новой реформы стали централизация принятия решений и придание большей роли государственному регулированию. Решались также задачи обеспечения надежности энергоснабжения потребителей и предоставления всеобщего доступа к электроэнергии посредством социальных программ.

В Бразилии существуют две площадки для заключения договоров купли-продажи электрической энергии:

«Ambiente de Contrataçăo Regulado» (ACR) - для заключения регулируемых договоров (на год, 3 и 5 лет вперед). Здесь представлены субъекты генерации и распределения электрической энергии. Купля-продажа осуществляется через ежегодный аукцион, организуемый ANEEL по запросу MME;

«Ambiente de Contrataçăo Livre» (ACL) - для заключения нерегулируемых договоров. На ней представлены субъекты генерации, сбытовые организации, импортеры и экспортеры электроэнергии, а также крупные потребители.

Южная Корея

Структура генерации электроэнергии в Южной Корее достаточно равномерна. Основные доли приходятся на электростанции угольные, работающие на сжиженном газе и АЭС. При этом удельный вес атомной энергетики заметно выше, чем в среднем по миру (рис. 4).

Рис . 4 . Структура генерации электроэнергии по видам топлива

Источник : U.S. Energy Information Administration. International Energy Statistics. Electricity. U.S. Department of Energy. Wash. D . C .

Примерно 93% вырабатываемой в стране электроэнергии приходится на государственную компанию KEPCO («Korean Electric Power Company»), в которой государству принадлежит 51% акций. Остальные 7% генерируется частными компаниями.

Регулирование осуществляется Корейской электроэнергетической комиссией (Korean Electricity Comission, KOREC), созданной в апреле 2001 г. при Министерстве торговли, промышленности и энергетики (MOCIE). Основными задачами KOREC являются: создание конкурентной среды для электроэнергетических компаний; разрешение вопросов, затрагивающих права энергопотребителей; урегулирование споров, относящихся к предпринимательской деятельности в электроэнергетике.

Базовый план реформирования электроэнергетики Южной Кореи был утвержден в 1998 г. и предусматривал поэтапный переход к конкурентному рынку:

1-й этап (2000-2002 гг.) - рынок в форме электроэнергетического пула, в рамках которого цена определяется на основе затрат на производство электроэнергии;

2-й этап (2003-2008 гг.) - также рынок в форме пула, но теперь цена определяется на основе ценовых заявок производителей и потребителей электроэнергии;

3-й этап (начиная с 2009 г.) - розничная конкуренция.

В 2000 г. создана Корейская электроэнергетическая биржа (Korea Power Exchange, KPX), основной задачей которой было управление электроэнергетическим пулом. В 2001 г. начал функционировать пул. Однако переход ко второму этапу реформы так и не состоялся: рынок электроэнергии Южной Кореи до сих пор функционирует как электроэнергетический пул, в котором покупатели не участвуют в ценообразовании.

В 2009 г. по инициативе правительства был запущен проект по изучению возможных вариантов реформирования электроэнергетики. Действующая модель продолжает дорабатываться с целью улучшения условий конкуренции между производителями.

В настоящее время KPX, помимо функций коммерческого оператора по управлению электроэнергетическим пулом, выполняет функции системного оператора, к которым относятся управление электрическими сетями и обеспечение надежного функционирования энергосистемы. Кроме того, KPX осуществляет долгосрочное планирование развития генерации и электрических сетей с целью обеспечения надежности поставок электроэнергии. Биржа также предоставляет участникам рынка и потребителям электроэнергии информацию, необходимую для принятия бизнес-решений.

В состав участников электроэнергетического пула входят производители электроэнергии (по состоянию на 2009 г. - 6 дочерних генерирующих компаний KEPCO и 295 частных генерирующих компаний) и единый закупщик электроэнергии (KEPCO).

Россия

Электроэнергетика является базовой отраслью российской экономики, обеспечивающей электрической и тепловой энергией потребности народного хозяйства и населения, а также осуществляющей экспорт электроэнергии в страны СНГ и дальнего зарубежья. Устойчивое развитие и надежное функционирование отрасли во многом определяют энергетическую безопасность страны и являются важными факторами ее успешного экономического развития.

Современный электроэнергетический комплекс России включает в себя около 600 электростанций мощностью свыше 5 МВт каждая. Общая установленная мощность электростанций России составляет 223,1 ГВт. Структура генерации представлена на рис. 5.

Рис. 5. Структура генерации по видам топлива в 2011 г.

Источник: Росстат, Минэнерго РФ.

Ежегодно все станции вырабатывают около триллиона кВт-ч электроэнергии. В 2012 г. электростанции ЕЭС России выработали 1 053,4 млрд кВт-ч (на 1,23% больше, чем в 2011 г.).

Лидирующее положение в отрасли занимает теплоэнергетика, что для России является исторически сложившейся и экономически оправданной закономерностью. Наибольшее развитие и распространение получили тепловые электростанции общего пользования, работающие на органическом топливе (газ, уголь), преимущественно паротурбинные, на которые приходится около 70% вырабатываемой в стране электроэнергии. Самой большой ТЭС на территории России является крупнейшая на Евразийском континенте Сургутская ГРЭС-2 (5600 МВт), работающая на природном газе (сохранившаяся с советских времен аббревиатура ГРЭС означает государственную районную электростанцию). Из электростанций, работающих на угле, наибольшая установленная мощность у Рефтинской ГРЭС (3800 МВт). К крупнейшим российским ТЭС относятся также Сургутская ГРЭС-1 и Костромская ГРЭС, мощностью свыше 3 тыс. МВт каждая. В процессе реформы отрасли крупнейшие тепловые электростанции России были объединены в оптовые генерирующие компании (ОГК) и территориальные генерирующие компании (ТГК).

Гидроэнергетика предоставляет системные услуги (частоту, мощность) и является ключевым элементом обеспечения надежности Единой энергетической системы страны. Из всех существующих типов электростанций именно ГЭС являются наиболее маневренными и способны при необходимости быстро увеличить объемы выработки, покрывая пиковые нагрузки. У России большой потенциал развития гидроэнергетики: на территории страны сосредоточено около 9% мировых запасов гидроресурсов. По обеспеченности этими ресурсами Россия занимает второе место в мире после Китая, опережая США, Бразилию, Канаду.

В настоящее время на территории страны работают 102 гидроэлектростанции мощностью свыше 100 МВт. Общая установленная мощность гидроагрегатов всех ГЭС России составляет примерно 46 000 МВт (5-е место в мире). В 2011 г. российскими гидроэлектростанциями выработано 153,3 млрд кВт-ч электроэнергии. В общем объеме производства электроэнергии доля ГЭС составила 16%.

В ходе реформы электроэнергетики была создана федеральная гидрогенерирующая компания ОАО «ГидроОГК» (текущее название - ОАО «РусГидро»), которая объединила основную часть гидроэнергетических активов страны. До недавнего времени крупнейшей российской гидроэлектростанцией считалась Саяно-Шушенская ГЭС мощностью 6721 МВт (Хакасия). Однако после трагической аварии 17 августа 2009 г. ее мощности частично выбыли из строя.

Россия обладает технологией ядерной энергетики полного цикла от добычи урановых руд до выработки электроэнергии. На сегодняшний день в стране эксплуатируется 10 АЭС (в общей сложности 33 энергоблока) установленной мощностью 23,2 ГВт, которые вырабатывают около 15% всего производимого электричества. В стадии строительства - еще 5 АЭС. Широкое развитие атомная энергетика получила в европейской части России (30% от общего объема выработки электроэнергии), особенно на Северо-западе (37%). В декабре 2007 г. в соответствии с Указом Президента РФ была образована Государственная корпорация по атомной энергии «Росатом», которая управляет всеми ядерными активами, включая как гражданскую часть атомной отрасли, так и ядерный оружейный комплекс. На нее также возложены задачи по выполнению международных обязательств России в области мирного использования атомной энергии и режима нераспространения ядерных материалов.

Основные объекты электроэнергетики России были построены в советский период. Однако уже в конце 1980-х годов проявились признаки замедления темпов развития отрасли: обновление производственных мощностей стало отставать от роста потребления электроэнергии. В 1990-е годы объем потребления электроэнергии существенно уменьшился, в то же время процесс обновления мощностей практически остановился. По технологическим показателям российские энергокомпании серьезно отставали от своих аналогов в развитых странах. Отсутствовали стимулы к повышению эффективности, рациональному планированию режимов производства и потребления электроэнергии, энергосбережению. Из-за снижения контроля за соблюдением правил безопасности и значительной изношенности фондов существовала высокая вероятность крупных аварий.

Отрасль требовала срочных масштабных преобразований, способствующих обновлению основных мощностей, повышению эффективности, надежности и безопасности энергоснабжения потребителей. С этой целью Правительство РФ в начале 2000-х годов взяло курс на либерализацию рынка электроэнергии, реформирование отрасли и создание условий для привлечения масштабных инвестиций в электроэнергетику.

В 2000 - 2001 гг. в качестве основного возможного источника инвестиционных ресурсов рассматривался частный сектор. Был реализован принцип разделения вертикально интегрированной структуры отрасли. При этом так называемые естественные монополии - передача электроэнергии, оперативно-диспетчерское управление - были отделены от конкурентных секторов: генерации и сбыта, ремонта и сервиса.

Монополии, равно как и атомные электростанции, остались под контролем государства, тогда как генерирующие, сбытовые и ремонтные компании должны были стать частными и конкурировать друг с другом. За счет этого создавались предпосылки для свободного рынка электроэнергии, цены на котором не устанавливаются государством, а определяются на основе соотношения спроса и предложения. Как ожидалось, частные энергокомпании станут заинтересованными в повышении эффективности и снижении издержек.

На базе тепловой генерации было создано шесть экстерриториальных структур - оптовых генерирующих компаний (ОГК). В отдельную структуру были выделены ГЭС (компания «РусГидро»). Кроме того, создали 14 территориальных генерирующих компаний (ТГК), в состав которых были включены в основном ТЭЦ. На базе распределительных сетей возникли межрегиональные распределительные сетевые компании (МРСК), объединенные в холдинг, контрольный пакет акций которого остался у государства (в отличие, например, от Украины, где все облэнерго были преобразованы в самостоятельные компании). Наконец, магистральные сети перешли под контроль Федеральной сетевой компании (ФСК).

Правительственное постановление «О реформировании электроэнергетики Российской Федерации» было принято в июле 2001 г., реально реформа стартовала в 2003 г. К началу 2008 г. завершилось формирование ОГК и ТГК, которые были приватизированы. Новые собственники, в число которых вошли как государственные («Газпром», «Интер РАО»), так и российские и иностранные частные компании («Норильский никель», «Евросибэнерго» Олега Дерипаски, итальянская «Enel», немецкая E.ON), подписали весьма серьезные инвестиционные обязательства.

В целом с 2008 г. российский энергорынок живет и работает по новым правилам. Но результаты этой работы выглядят весьма противоречивыми и не вполне удовлетворяют как правительство, так и потребителей электроэнергии.

Наиболее заметным следствием реформы стал рост тарифов на электроэнергию, которые увеличились за пять лет более чем вдвое. И если для населения ее стоимость устанавливается государством и пока удерживается на относительно низком уровне, то промышленные предприятия платят порой больше, чем их европейские конкуренты. К 2012 г. средние цены для промышленных потребителей в России вплотную приблизились к американскому уровню (рис. 6) - притом что до реформы они были ниже более чем в два раза.

Рис. 6. Средние цены на электроэнергию для промышленных потребителей
в России и США, в центах США за 1 кВт-ч

Начиная с 2002 г. цены для промышленности выросли в 2,7 раза, что лишило отечественную экономику одного из важнейших конкурентных преимуществ - более низких издержек на электроэнергию по сравнению с другими развитыми странами. Непрогнозируемый рост стоимости электроэнергии поставил под вопрос конкурентоспособность России на мировом рынке. Так, заметно снизилась рентабельность энергоемких отраслей: если, например, в металлургии в 2008 г. она составляла 21 - 32%, то в 2012 - 6-13%, что даже ниже, чем в кризисном 2009 г.

Конкуренция, на которую возлагали такие надежды, не оправдала себя. Несмотря на создание в России оптового рынка электроэнергии и отказ от регулирования цен для промышленных потребителей, тарифы продолжают подниматься, а качество услуг, предоставляемых отраслью, по-прежнему находится на низком уровне. Особенно заметно отсутствие свободного выбора поставщика.

Резко обострилась ситуация с подключением новых потребителей, в первую очередь промышленных. По данным Института проблем естественных монополий, удельная стоимость подключения в расчете на 1 кВт мощности составила в 2010 г. 1,5 тыс. долл., в то время как в остальных странах подключение либо вообще бесплатно, либо стоит от 50 до 200 долл. Дороговизна и сложность подключения новых потребителей к сети стала огромной проблемой. Данный процесс длится в среднем более девяти месяцев. Как считают некоторые российские специалисты, этот фактор является одним из главных барьеров, препятствующих развитию в России малого и среднего бизнеса.

Наконец, инвестиции в российскую энергетику в необходимом объеме так и не поступили. Инвестобязательства, которые взяли на себя новые собственники ОГК и ТГК, не были выполнены. По данным Росстата, в 2009 г. (то есть после завершения реформы) были введены в строй 1,9 млн кВт новых мощностей. Это ниже, чем в 2005 г. (2,2 млн кВт), значительно ниже, чем в 1990 г. (3,7 млн кВт), и уж тем более, чем в 1985 г. (9 млн кВт). В 2011 г. показатели ввода мощностей снизились и составили 1,5 млн кВт . Еще красноречивее свидетельствуют цифры по отдельным пятилетиям (табл. 1).

Таблица 1. Ввод новых мощностей в электроэнергетики по пятилетиям, млн кВт

Как известно, на данный период времени, перед отраслью стоит ряд проблем. Наиболее важной из которых является экологическая проблема. В России выброс вредных веществ в окружающую среду на единицу продукции превышает аналогичный показатель на западе в 6-10 раз. Так, В 2000 г. объемы выбросов вредных веществ в атмосферу составляли 3,9 млн тонн (98% к уровню 1999 г.), в том числе выбросы от ТЭС - 3,5 млн тонн (90%). На диоксид серы приходится до 40% общего объема выбросов, твердых веществ -- 30%, оксидов азота -- 24%. Таким образом, ТЭС являются главной причиной формирования кислотных осадков. (I,7)

Крупнейшими загрязнителями атмосферы являются Рефтинская ГРЭС

(г. Асбест, Свердловская обл.) -360 тыс. тонн, Новочеркасская (г. Новочеркасск, Ростовская обл.) -- 122 тыс. тонн, Троицкая (г. Троицк-5, Челябинская обл.) -- 103 тыс. тонн, Приморская (г. Лучегорск, Приморский край) - 77 тыс. тонн, Верхнетагильская ГРЭС (Свердловская обл.) -- 72 тыс. тонн

Энергетика является и крупнейшим потребителем пресной и морской воды, расходуемой на охлаждение агрегатов и используемой в качестве носителя тепла. На долю отрасли приходится 77% общего объема свежей воды, использованной промышленностью России. Экстенсивное развитие производства, ускоренное наращивание огромных мощностей привело к тому, что на экологический фактор не уделялось достаточное количество внимания. После катастрофы на Чернобыльской АЭС под влиянием общественности в России были существенно приторможены темпы развития атомной энергетики. Конечно, это неудивительно. Ведь авария на этой станции (Украина, севернее Киева) 26 апреля 1986 года по долговременным последствиям стала самой масштабной катастрофой, которая произошла за весь исторический период существования человечества. Впервые сотни тысяч людей столкнулись с реальной опасностью “мирного атома”, неизбежностью возникновения чрезвычайной ситуации в условиях НТР, с неготовностью общества и государства к их предотвращению и сведению к минимуму их последствий. Непосредственно после аварии общая площадь загрязнения составила 200 тысяч км.2. Площадь загрязнения, где устойчиво сохраняется повышенный уровень загрязнения- 10 тысяч км2. Здесь расположено около 640 населенных пунктов с населением свыше 230 тысяч человек. Радиоактивное загрязнение окружающей среды в пределах Украины, Белоруссии, некоторых областях России, остается крайне острой проблемой. Поэтому существовавшая ранее программа ускоренного достижения суммарной мощности АЭС в100 млн. квт (США уже достигли этого показателя) была фактически законсервирована. Огромные прямые убытки повлекло закрытие всех строившихся в России АЭС, станции, признанные зарубежными экспертами как вполне надежные, были заморожены даже в стадии монтажа оборудования. Однако последнее время положение меняется: в июне 93-го года был пущен четвертый энергоблок Балаковской АЭС, в ближайшие несколько лет планируется пуск еще нескольких атомных станций и дополнительных энергоблоков принципиально новой конструкции.

Таким образом, одной из немаловажных проблем энергетики является экологическая, которая непосредственно связана с использованием оборудования на электростанциях. Так, неправильное, небрежное обращение с техникой может привести к непредвиденным последствиям. На мой взгляд, государство должно в первую очередь уделять внимание именно этой проблеме, обеспечивать совершенную систему защиты всего населения от радиоактивных выбросов.

Другой нерешённой проблемой в сфере электроэнергетики является проблема использования устаревшего оборудования. Около одной пятой производственных фондов в электроэнергетике близки или превысили проектные сроки эксплуатации и требуют реконструкции или замены. Обновление оборудования, как известно, ведется недопустимо низкими темпами и в явно недостаточном объеме.

Следующей нерешённой проблемой электроэнергетики на данный момент стала проблема финансирования и развал хозяйственных связей.

Что же касается перспективы развития электроэнергетики России, то можно сделать вывод о том, что без нерешённых проблем процветание данной отрасли просто невозможно! На мой взгляд, правительство должно в первую очередь уделять внимание именно энергетике России, которая нуждается в выполнении определённых задач.

1. Снижение энергоемкости производства.

2. Сохранение единой энергосистемы России.

3. Повышение коэффициента используемой мощности э/с.

4. Полный переход к рыночным отношениям, освобождение цен на энергоносители, полный переход на мировые цены, возможный отказ от клиринга. 5. Скорейшее обновление парка э/с.

6. Приведение экологических параметров э/с к уровню мировых стандартов. На данный период времени для решения всех этих мер принята правительственная программа "Топливо и энергия", представляющая собой сборник конкретных рекомендаций по эффективному управлению отраслью и ее переходу от планово-административной к рыночной системе инвестирования.

Системными прогнозами развития всего электроэнергетического комплекса занимаются немногочисленные группы экспертов, которые разрабатывают так называемые «модели» всего ТЭК.

Так, структура производства электроэнергии по сценарию «Стратегия инерции» представлена на данном графике.

электроэнергетика россия размещение

График №1.

При этом, эксперты считают, что инвестиции, требуемые для развития электрогенерации и электросетевого хозяйства до 2020 г. (с учетом компенсации выбывающих мощностей), составляют еще 457 млрд долл. в ценах 2005 г. (420 млрд долл., по оценкам Минпромэнерго). Таким образом, суммарно требуемые капитальные вложения в отечественный ТЭК в 2006--2020 гг. могут превысить 1 трлн долл. (I,12) При этом способность ТЭК мобилизовать подобные средства далеко не очевидна, особенно если иметь в виду возможное снижение цен на нефть и газ на мировых рынках и вероятность прихода частных инвесторов в электроэнергетику. В случае неудачи в электроэнергетике, «энергетический голод» будет обостряться, а темпы экономического роста замедлятся. Но даже успешная мобилизация таких огромных средств частично за счет отвлечения их из менее капиталоемких секторов экономики приведет к снижению темпов экономического роста и усилению перегрузки инвестиционного комплекса экономики, который ответит (и уже отвечает) удорожанием строительства единичной мощности.

Поэтому о процветании энергетики в России можно судить исходя из основных положений о том, каковы будут инвесторы и какое количество средств будет затрачено на развитие данной отрасли.

Как известно, на данный период времени, перед отраслью стоит ряд проблем. Наиболее важной из которых является экологическая проблема. В России выброс вредных веществ в окружающую среду на единицу продукции превышает аналогичный показатель на западе в 6-10 раз. Так, В 2000 г. объемы выбросов вредных веществ в атмосферу составляли 3,9 млн тонн (98% к уровню 1999 г.), в том числе выбросы от ТЭС - 3,5 млн тонн (90%). На диоксид серы приходится до 40% общего объема выбросов, твердых веществ - 30%, оксидов азота - 24%. Таким образом, ТЭС являются главной причиной формирования кислотных осадков.

Крупнейшими загрязнителями атмосферы являются Рефтинская ГРЭС (г. Асбест, Свердловская обл.) -360 тыс. тонн, Новочеркасская (г. Новочеркасск, Ростовская обл.) - 122 тыс. тонн, Троицкая (г. Троицк-5, Челябинская обл.) - 103 тыс. тонн, Приморская (г. Лучегорск, Приморский край) - 77 тыс. тонн, Верхнетагильская ГРЭС (Свердловская обл.) - 72 тыс. тонн

Энергетика является и крупнейшим потребителем пресной и морской воды, расходуемой на охлаждение агрегатов и используемой в качестве носителя тепла. На долю отрасли приходится 77% общего объема свежей воды, использованной промышленностью России. Экстенсивное развитие производства, ускоренное наращивание огромных мощностей привело к тому, что на экологический фактор не уделялось достаточное количество внимания. После катастрофы на Чернобыльской АЭС под влиянием общественности в России были существенно приторможены темпы развития атомной энергетики. Конечно, это неудивительно. Ведь авария на этой станции (Украина, севернее Киева) 26 апреля 1986 года по долговременным последствиям стала самой масштабной катастрофой, которая произошла за весь исторический период существования человечества. Впервые сотни тысяч людей столкнулись с реальной опасностью “мирного атома”, неизбежностью возникновения чрезвычайной ситуации в условиях НТР, с неготовностью общества и государства к их предотвращению и сведению к минимуму их последствий.

Непосредственно после аварии общая площадь загрязнения составила 200 тысяч км.2. Площадь загрязнения, где устойчиво сохраняется повышенный уровень загрязнения- 10 тысяч км 2 . Здесь расположено около 640 населенных пунктов с населением свыше 230 тысяч человек. Радиоактивное загрязнение окружающей среды в пределах Украины, Белоруссии, некоторых областях России, остается крайне острой проблемой. Поэтому существовавшая ранее программа ускоренного достижения суммарной мощности АЭС в100 млн. квт (США уже достигли этого показателя) была фактически законсервирована. Огромные прямые убытки повлекло закрытие всех строившихся в России АЭС, станции, признанные зарубежными экспертами как вполне надежные, были заморожены даже в стадии монтажа оборудования. Однако последнее время положение меняется: в июне 93-го года был пущен четвертый энергоблок Балаковской АЭС, в ближайшие несколько лет планируется пуск еще нескольких атомных станций и дополнительных энергоблоков принципиально новой конструкции.

Таким образом, одной из немаловажных проблем энергетики является экологическая, которая непосредственно связана с использованием оборудования на электростанциях. Так, неправильное, небрежное обращение с техникой может привести к непредвиденным последствиям. На мой взгляд, государство должно в первую очередь уделять внимание именно этой проблеме, обеспечивать совершенную систему защиты всего населения от радиоактивных выбросов.

Другой нерешённой проблемой в сфере электроэнергетики является проблема использования устаревшего оборудования. Около одной пятой производственных фондов в электроэнергетике близки или превысили проектные сроки эксплуатации и требуют реконструкции или замены. Обновление оборудования, как известно, ведется недопустимо низкими темпами и в явно недостаточном объеме.

Следующей нерешённой проблемой электроэнергетики на данный момент стала проблема финансирования и развал хозяйственных связей.

Что же касается перспективы развития электроэнергетики России, то можно сделать вывод о том, что без нерешённых проблем процветание данной отрасли просто невозможно! На мой взгляд, правительство должно в первую очередь уделять внимание именно энергетике России, которая нуждается в выполнении определённых задач.

1. Снижение энергоемкости производства.

2. Сохранение единой энергосистемы России.

3. Повышение коэффициента используемой мощности э/с.

4. Полный переход к рыночным отношениям, освобождение цен на энергоносители, полный переход на мировые цены, возможный отказ от клиринга. 5. Скорейшее обновление парка э/с.

6. Приведение экологических параметров э/с к уровню мировых стандартов. На данный период времени для решения всех этих мер принята правительственная программа "Топливо и энергия", представляющая собой сборник конкретных рекомендаций по эффективному управлению отраслью и ее переходу от планово-административной к рыночной системе инвестирования.

Системными прогнозами развития всего электроэнергетического комплекса занимаются немногочисленные группы экспертов, которые разрабатывают так называемые «модели» всего ТЭК.

Так, структура производства электроэнергии по сценарию «Стратегия инерции» представлена на данном графике.

График №1.

При этом, эксперты считают, что инвестиции, требуемые для развития электрогенерации и электросетевого хозяйства до 2020 г. (с учетом компенсации выбывающих мощностей), составляют еще 457 млрд долл. в ценах 2005 г. (420 млрд долл., по оценкам Минпромэнерго). Таким образом, суммарно требуемые капитальные вложения в отечественный ТЭК в 2006-2020 гг. могут превысить 1 трлн долл. (I,12) При этом способность ТЭК мобилизовать подобные средства далеко не очевидна, особенно если иметь в виду возможное снижение цен на нефть и газ на мировых рынках и вероятность прихода частных инвесторов в электроэнергетику. В случае неудачи в электроэнергетике, «энергетический голод» будет обостряться, а темпы экономического роста замедлятся. Но даже успешная мобилизация таких огромных средств частично за счет отвлечения их из менее капиталоемких секторов экономики приведет к снижению темпов экономического роста и усилению перегрузки инвестиционного комплекса экономики, который ответит (и уже отвечает) удорожанием строительства единичной мощности.

Поэтому о процветании энергетики в России можно судить исходя из основных положений о том, каковы будут инвесторы и какое количество средств будет затрачено на развитие данной отрасли.

Положение российской электроэнергетики можно охарактеризовать как близкое к аварийному. По данным Федеральной сетевой компании (ОАО «ФСК ЕЭС»), 15 % подстанций 6 – 10/0,4 кВ находится в неудовлетворительном состоянии, а более 40 % воздушных и масляных выключателей давно отработали свои сроки. По причине изношенности электросетей потери энергии достигают 20 – 30 % вместо обычных для Европы 6 – 8 %. Около 60 % электросетей и вовсе нуждаются в перекладке линий. При этом проблема не только в высоком уровне морального и физического износа основных электроэнергетических фондов. Наша страна заметно отстает от Европы и по ряду других показателей: надежности, экономичности, эффективности использования топлива, техническому уровню. Европа и США, столкнувшиеся с подобными проблемами, стали решать их на 10 лет раньше.

К 2020 году устаревшие энергосети в России предполагается заменить интеллектуальными энергетическими системами . «Умная» сеть обеспечит потребителям выгодное для них регулирование нагрузок и реакцию сети на любые аварийные ситуации в режиме реального времени.

Благодаря совместным усилиям западных энергетиков, ученых и властей мировая энергетическая отрасль обрела новую концепцию – появились интеллектуальные электроэнергетические системы (Smart Grid – «умные» сети ).

На Западе понятие Smart Grid связывают с интеграцией возобновляемых источников энергии с электроэнергетическими системами и формированием активных и адаптивных свойств распределительных сетей (например, самодиагностика и самовосстановление). Кроме того, акцент делается на устройствах учета, соединенных в единую информационную сеть и позволяющих оптимизировать расход энергии в разное время суток. Россия, в отличие от Запада, взяла за основу расширенное толкование понятия «умная» применительно к сети . Это, в частности, объясняется тем, что в нашей стране уровень изношенности объектов электроэнергетики достаточно высок. Влияние этого фактора усиливается на фоне объявленной руководством страны всеобщей модернизации и внедрения инноваций.

Так, для России «умные» сети – это, прежде всего, одновременное и обязательно инновационное преобразование всех субъектов электроэнергетики . Суть проекта в следующем: под интеллектуальной сетью в России понимается комплекс электрооборудования (воздушные линии передачи, трансформаторы, выключатели и т.д.), подключенный к генерирующим источникам и потребителям. При этом используются новые принципы, технологии передачи и управления процессом. Таким образом, предполагается объединение на технологическом уровне электрических сетей , потребителей и производителей электроэнергии в единую автоматизированную систему. Система с активно-адаптивной сетью будет обладать новыми свойствами – самодиагностикой и самовосстановлением (например, в случае обледенения проводов). В автоматическом режиме она способна выявить самые «слабые» участки сети и изменять ее работу для предотвращения возникновения технологических нарушений. «Умные» электрические сети позволят резервировать мощности на случай нештатных ситуаций в энергосистеме, а также накапливать избыток электроэнергии, используя его в часы пиковых нагрузок.

Интеллектуальную сеть Федеральная сетевая компания (ФСК) обещает построить в несколько этапов. Первый этап уже завершен: разработана концепция построения интеллектуальной сети в Единой национальной электрической сети (ЕНЭС) до 2020 года.

Второй и третий этапы реализуются параллельно: работа над созданием интерфейсов, способных связать модернизированные объекты магистрального электросетевого хозяйства с генерацией и потребителями, проводится одновременно с развитием пилотных проектов, в рамках которых отрабатываются технологии для создания интеллектуальной электрической сети .

В ФСК утверждают, что многие технологии, делающие сеть «умной» , уже активно используются. Например, подстанции ЕНЭС активно оснащаются элегазовыми распределительными устройствами, позволяющими обеспечивать более высокий уровень безопасности и надежности энергообъектов и снижающими вероятность системных аварий. Широко внедряется оборудование на основе силовой электроники, предназначенное для коммутации больших нагрузок, управления мощными электродвигателями, устройствами освещения, а также различные системы управления и наблюдения, мониторинга, защиты и учета электроэнергии.

При помощи интеллектуальной сети решится, наконец, и проблема эффективности функционирования электросетевого комплекса: на 25 % снизятся потери электроэнергии при ее передаче, что позволит экономить 34 – 35 млрд. кВт/ч в год (эта цифра эквивалентна годовой выработке электростанцией мощностью 7,5 ГВт). Заодно будет обеспечен и сопутствующий экологический эффект – снизится количество сжигаемого топлива и выбросов углекислого газа в атмосферу. Наконец, суммарный эффект для экономики России в результате реализации проекта «Интеллектуальные сети » составит до 50 млрд. рублей.

В списке потенциальных заслуг «умных» сетей немало пунктов: до 30 % повысится пропускная способность воздушных линий электропередачи и надежность энергоснабжения потребителей, появится возможность на 25 – 30 % сгладить графики нагрузки за счет использования электросетевых накопителей энергии большой мощности, применение новых материалов и технологий для строительства подстанций позволит сократить площади, занимаемые электросетевыми объектами. При этом сами накопители будут основаны на сверхпроводящих, индуктивных технологиях.

Важнейшим элементом интеллектуальной сети является цифровая подстанция. Ее идея заключается в создании систем контроля, защиты и управления, собирающих и обрабатывающих весь объем информации о состоянии электрической сети , а также осуществляющих управление оборудованием в цифровом формате. Проект предусматривает разработку и внедрение на подстанциях оптических цифровых измерительных трансформаторов и комплексов цифровой аппаратуры нового поколения. Первый пусковой комплекс цифровой подстанции ФСК ЕЭС уже введен в строй в декабре 2010 года в Москве. Основное назначение экспериментальной цифровой подстанции − отработка различных инновационных технологий перед их внедрением на действующих энергообъектах ЕНЭС. Подстанция нового поколения обеспечивает высокую точность и единообразие всех измерений, а автоматизация позволяет снизить влияние человеческого фактора на работу сети, повысить ее надежность и снизить потери при транспортировке электроэнергии. Также снижается себестоимость энергии, сокращаются затраты на эксплуатацию.

На цифровых подстанциях установлены высоковольтные цифровые измерительные оптические трансформаторы тока и напряжения, многофункциональные приборы измерений и учета, система синхронизации, новая система отображения и управления подстанцией.

Сегодня ОАО «ФСК ЕЭС» работает над внедрением сетевого накопления энергии на базе подстанций 220 кВ «Псоу» (Сочи) и 330 кВ «Волхов-Северная» (Санкт-Петербург).

Чтобы электроэнергетическая система начала работать как единая интеллектуальная система , недостаточно внедрения отдельных «умных» сегментов на объектах ЕНЭС. Чтобы все технологии заработали как единое целое, в ФСК готовы создать единое информационно-технологическое пространство на отдельных территориях – так называемые энергокластеры.

Энергокластер представляет собой предприятие генерации и транспортировки энергии, а также компании, осуществляющие услуги в области инжиниринга, энергосервиса, энергетического машино- и приборостроения, образовательные учреждения.

Основная задача персонала, обслуживающего действующие электроустановки промышленных предприятий, организаций, учреждений, распределительных сетей - бесперебойно снабжать потребителей качественной электроэнергией с соблюдением договорных условий по её отпуску, безопасности производства и труда, снижению вредного влияния электромагнитных полей на окружающую среду и людей. Одним из условий успешного решения этой задачи является постоянное обучение персонала. В связи с современной тенденцией в энергетике телемеханизации, компьютеризации, внедрении новейших технологий возрастает роль профессиональных знаний. Знания и умение быстро овладевать современными технологиями являются залогом, предпосылкой достижения цели - переломить устойчивую тенденцию в энергетике России повышения потерь электроэнергии.

Предлагаемое пособие будет способствовать решению неотложных задач электроэнергетики.

1. ОБЩИЕ ВОПРОСЫ ЭЛЕКТРОМОНТАЖНЫХ И ПУСКОНАЛАДОЧНЫХ РАБОТ, ЭКСПЛУАТАЦИИ И РЕМОНТА ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ