Рао еэс россии реферат

Обновлено: 02.07.2024

Национальным достоянием России являются ее природные, в первую очередь, топливно-энергетические ресурсы и интеллектуально-производственный потенциал, сосредоточенный, главным образом, в военно-промышленном и топливно-энергетическом комплексах.

От того как мы сумеем распорядиться нашим колоссальным богатством, зависит не только настоящее, но и будущее России, а распорядиться этим богатством с наибольшей пользой можно и нужно, имея долгосрочную научно обоснованную и общественно воспринятую государственную энергетическую политику. 2

Третья проблема - в отрасли крайне не эффективная система регулирования цен на электроэнергию, сам этот процесс чрезмерно зависит от решений региональных властей, а недостатки системы регулирования на федеральном уровне приводит к тарифному не балансу на ФОРЭМ. В результате тарифы устанавливаются из субъективных соображений. Система регулирования не стимулирует энергосбережение и тормозит структурную перестройку экономики. 3

После принятия решений Правительством РФ, они будут оформляться согласно корпоративным процедурам РАО "ЕЭС России", включая принятие решений Советом директоров РАО "ЕЭС России".

Основными элементами стратегии для достижения этой цели являются:

- первоочередное внимание менеджмента компании к реформе и конкретным шагам по ее осуществлению;

- защита прав всех миноритарных акционеров при проведении корпоративных преобразований;

- особое внимание к разработке и внедрению справедливой и прозрачной системы регулирования сетевых активов;

- совершенствование принципов корпоративного управления и их приведение к передовым стандартам российских и зарубежных компаний;

- сохранение и развитие позиций компании на рынках тепла и электроэнергии;

- совершенствование структуры затрат компании;

- совершенствование профессионального уровня сотрудников и социально-трудовых отношений;

- совершенствование инвестиционной политики компании. 4

Имущественный комплекс РАО "ЕЭС России" включает акции акционерных обществ, принадлежащих Компании, доли (паи) в хозяйствующих субъектах, магистральные линии электропередачи и подстанции; средства оперативно-диспетчерского управления технологическим процессом производства и передачи электроэнергии; ряд гидро- и теплоэлектростанций.

РАО "ЕЭС России" на правах собственности принадлежат акции 239 акционерных обществ, в том числе 72 региональных акционерных обществ энергетики и электрификации, 36 акционерных обществ электростанций (в их числе 9 строящихся), открытого акционерного общества “Центральное диспетчерское управление ЕЭС России”, 57 акционерных обществ - научно-исследовательских и проектно-изыскательских институтов, 9 акционерных обществ - коммерческих банков, страховой акционерной компании “Энергогарант”, 64 прочих акционерных обществ, осуществляющих промышленные, строительные, снабженческие, информационные и другие виды деятельности.

Таблица 2.1.Структура собственности РАО "ЕЭС России" по состоянию на 01.01.2001 г.

Процент пакета акций,
принадлежащих
РАО "ЕЭС России"
на правах собственности
в уставном капитале АО

Наименование акционерных обществ,
пакеты акций которых принадлежат РАО "ЕЭС России"
на правах собственности

Количество АО

Итого

Доля голосующих акций, принадлежащих РАО "ЕЭС России", в общем пакете голосующих акций акционерных обществ распределена следующим образом*:

Таблица 2.2. Доля голосующих акций

РАО "ЕЭС России" является участником строительства объектов, в основном энергетических, по договорам долевого участия и совместной деятельности. По состоянию на 01.01.2001 г. вклады РАО "ЕЭС России" составляют 5 614 573,7 тыс. руб., в том числе по строительству объектов электроэнергетики – 4 999 574,2 тыс. руб. Доли в обществах с ограниченной ответственностью и других хозяйствующих субъектах составляют 18 972,4 тыс. руб. (в т.ч. вклады в “Негосударственный пенсионный фонд электроэнергетики” – 300 тыс. руб., некоммерческое партнерство “Энергоремфонд” – 15 000,0 тыс. руб., организации, осуществляющие повышение квалификации работников отрасли, ассоциации и другие некоммерческие организации).

В собственности РАО "ЕЭС России" находятся системообразующие магистральные линии электропередачи и подстанции напряжением 220 кВ и выше, формирующие Единую энергетическую систему Российской Федерации.

В состав имущества оперативно-диспетчерского управления технологическим процессом производства и передачи электроэнергии входят средства технологического управления электрическими режимами, средства связи, автоматики и информационного обеспечения.

На правах филиалов РАО "ЕЭС России" функционируют Нижегородская ГЭС, Саратовская ГЭС и Харанорская ГРЭС.

Имущество пяти электростанций (Киришской ГРЭС-19, Новосибирской ГЭС, Рефтинской ГРЭС, Средне-Уральской ГРЭС и Верхне-Тагильской ГРЭС) передано в аренду региональным акционерным обществам энергетики и электрификации.

Таблица 2.3.Структура собственности Общества 5

АКЦИИ
акционерного общества по оперативно-диспетчерскому управлению (ЦДУ)

АКЦИИ
72 акционерных обществ– энергоснабжающих организаций (АО-энерго)

АКЦИИ
36 акционерных обществ электростанций,
в том числе 9
электростанций, находящихся
в стадии строительства

АКЦИИ
64
акционерных обществ, осуществля-
ющих промышленные, строительные, снабженческие, информацион-
ные и другие
виды
деятельности

АКЦИИ
57
акционерных обществ– научно- исследова-
тельских и проектно-
изыскатель-
ских организаций

РАО "ЕЭС РОССИИ"

АКЦИИ
9 акцио-
нерных обществ, коммерческих банков

АКЦИИ
страховой компании "Энергогарант"

Системообразующие магистральные линии электропередачи и подстанции
напряжением 220 кВ и выше,
формирующие
Единую энергетическую систему
Российской Федерации

ИМУЩЕСТВО:
5 электростанций,
переданных в аренду;
3 электростанции – филиалы
РАО "ЕЭС России";
средства технологического
управления электрическими режимами,
средства связи, автоматики и
информационного обеспечения.

Основные управленческие успехи:

– позиционирование компании как холдинговой структуры, действующей в рыночной среде;

– монетизация расчетов и начало реструктуризации накопленных задолженностей, хотя надо отдавать отчет, что резкое сокращение расчетов суррогатами было обусловлено масштабным улучшением платежной дисциплины бюджета – действия менеджмента совпали с общим оздоровлением системы расчетов в стране;

– формирование сети территориальных сбытовых организаций, контролируемых головной конторой холдинга.

Основные неудачи менеджмента:

– невзирая на стремительный рост монетизации, рентабельность производства не только не увеличилась, но даже несколько снизилась (с 13 до 12%);

– не удалось наладить процесс привлечения инвестиций в отрасль, как следствие – продолжается деградация основных фондов отрасли, падает надежность энергоснабжения;

Реальных источников инвестиций два – собственные средства и частные инвестиции. Для того чтобы задействовать первый источник, необходимо повышение тарифа. Это уже отчасти политическая задача. Для решения второй – нужно создать условия, при которых инвестор может прогнозировать эффективность своих инвестиций на длительный период, причем и во втором случае проблема упирается в тарифы (долгосрочное прогнозирование невозможно без прогноза тарифа). Существующая же тарифная практика не только не позволяет привлекать средства, но и не дает стимула к снижению издержек: регулирующий орган, Федеральная (региональные) энергетическая комиссия, как правило, реагирует на экономию соответствующим снижением тарифа.

При нынешней организации деятельности РАО решение проблемы тарифа крайне затруднено. Кардинальное изменение ситуации возможно, в частности, в результате реструктуризации компании. Таким образом, тариф, в конечном счете, является одним из ключевых факторов в предлагаемых вариантах реструктуризации РАО.

Необходимо учитывать еще два фактора. Во-первых, накопленные неплатежи. Во-вторых, необходимость создания основных фондов, чисто экономическую целесообразность которых сложно или невозможно обосновать (повышение надежности энергоснабжения, безопасности и т.д.) 6

Нет ни одного неурегулированного рубля долгов государству и в соответствии с постановлением о реструктуризации, в полном объеме выплачиваются обязательства по возврату накопленной недоимки. 7

Компания, безусловно, укрепляется, встает на ноги, расчищаются финансовые завалы, наводится порядок и в производстве, и в финансах.

Схема поставки электроэнергии предполагает сохранение жесткого централизованного диспетчерско-технологического управления режимами работы субъектов рынка в ЕЭС РФ (АО-энерго и параллельно работающих с ними блок-станций, АЭС, электростанций и электрических сетей, контролируемых РАО ЕЭС). Диспетчерско-технологическое управление осуществляется по традиционной иерархической схеме "ЦДУ–ОДУ–энергосистемы".

Государственное регулирование тарифов осуществляется органами исполнительной власти: Федеральной и региональными энергетическими комиссиями 8 (ФЭК и РЭК – см. таблицу 4.1.).

Таблица 4.1.Принятая схема регулирования тарифов

Поставщики электроэнергии

Получатели электроэнергии

Кто устанавливает тариф

Реализованной схеме организации энергоснабжения свойственен ряд существенных недостатков, основные из которых можно свести к следующим:

3. Принятая схема регулирования ФОРЭМ не предусматривает развитые процедуры заключения прямых договорных соглашений между крупными потребителями электроэнергии и отдельными ее поставщиками. Существующие сложности заключения взаимовыгодных прямых договорных соглашений (например, ни потребитель не вправе выбирать поставщика, ни поставщик не может выбирать потребителей, выбор осуществляет ЦДУ исходя из собственных предпочтений) снижают возможности усиления контроля со стороны потребителей за надежностью и качеством энергоснабжения, одновременно ограничивают возможности расширения предоставляемых услуг со стороны энергоснабжающих компаний.

4. Недостатки организации розничного рынка электроэнергии выражаются, прежде всего, в непоследовательности отношений между РАО ЕЭС и АО-энерго, когда последние не заинтересованы замещать низкоэффективное производство электроэнергии на собственных станциях АО-энерго дешевой энергией оптового рынка. В результате получила широкое распространение ситуация недозагрузки мощностей высокоэффективных станций, принадлежащих РАО ЕЭС, при максимальном использовании низкорентабельных станций АО-энерго. Следствием лишь этого обстоятельства по оценкам экспертов является завышение общих затрат на энергоснабжение и соответствующих тарифов на 15-20%.

Недостатки существующей организации энергоснабжения, усугубленные нерациональной тарифной политикой, обуславливают неудовлетворительное финансовое положение энергетических компаний и, как следствие, их низкую инвестиционную привлекательность.

РАО "ЕЭС России" является составной частью Отрасли электроэнергетики России. В составе РАО "ЕЭС России" выделяются:

Общество – головная (материнская) компания РАО "ЕЭС России", включая филиалы и представительства.

Холдинг – Общество и его дочерние и зависимые общества АО-энерго и АО-электростанции, в том числе АО "Новосибирскэнерго".

Группа – Холдинг и все остальные дочерние и зависимые общества, включая научно-исследовательские, проектно-конструкторские организации, строительные, обслуживающие и непрофильные организации. (см. приложение Структура РАО "ЕЭС России")

1.5. Главные управленческие успехи корпорации

При этом основное внимание было сосредоточено на технологических аспектах функционирования ЕЭС, а экономические либо не принимались во внимание, либо рассматривались как второстепенные.

В 1999-2000 годах были созданы специализированные сбытовые подразделения во всех дочерних компаниях РАО ЕЭС (около 100 энергетических компаний). До этого в большинстве компаний сбытовых подразделений не было. Сбытом либо факультативно занимались сетевые подразделения, которые по роду своей деятельности контактировали с потребителями, либо сбыт был отдан на откуп внешним (для РАО) структурам. В меньшей части компаний сбытовые подразделения были, но выполняли исключительно технические функции.

Со сбытовыми подразделениями энергокомпаний работают семь представительств РАО, которые совпадают с объединенными энергетическими системами. Менеджеры РАО в настоящее время уже работают в основном со сбытовыми подразделениями в представительствах.

Внедрение вышеперечисленных мер контроля, направленных на соблюдение прав и интересов акционеров, позволило менеджменту РАО договариваться со сторонними акционерами (понятный и прозрачный механизм сбыта, как правило, выгоден всем, и уж во всяком случае крайне сложно обосновывать причины отказа от него) и решить неразрешимую ранее задачу контроля над теми компаниями, в которых у РАО нет контрольного пакета.

К 1997 году по многим системам денежные расчеты не превышали 10%, не покрывались даже затраты на заработную плату. Бартер стал питательной средой для криминальных структур, процветало воровство.

По мере создания сбытовой системы приоритет сменился. Экспансия в неэнергетические отрасли была признана нецелесообразной, и был поставлен вопрос о монетизации расчетов. В системе РАО к 2001 году бартер практически изжит, он остался только в части расчетов с местными бюджетами (когда местные власти говорят, что денег нет, но готовы поставлять уголь, приходится идти на компромисс). По итогам 2000 года в целом 89% платежей – это денежные расчеты. При этом надо понимать, что резкое сокращение расчетов суррогатами было обусловлено масштабным улучшением платежной дисциплины бюджета. Бюджет начал платить живыми деньгами – и монетизация финансов РАО пошла сама собой.

Уход от бартера позволил поставить вопрос о введении системы бюджетирования на всех уровнях – от дочерних компаний до центрального офиса.

Основным документом, определяющим волю собственника, на сегодня является бизнес-план, фиксирующий приоритеты материнской компании. Пока принятый горизонт планирования – год. Неотъемлемая часть плана – подробнейший бюджет (с детализацией на 800 строк). На сегодняшний день все расходы в РАО осуществляются исключительно соответственно бюджету. Для этого создана система исполнения бюджета с точки зрения управленческой конструкции, разработка бюджета отделена от его исполнения и контроля. Создана система казначейств, которые

Если Вам нужна помощь с академической работой (курсовая, контрольная, диплом, реферат и т.д.), обратитесь к нашим специалистам. Более 90000 специалистов готовы Вам помочь.

Процесс реформирования компаний холдинга РАО "ЕЭС России", состав и структура собственности. Состав имущества оперативно-диспетчерского управления технологическим процессом производства. Основные успехи и неудачи менеджмента, организация управления.

Рубрика	Менеджмент и трудовые отношения
Вид	контрольная работа
Язык	русский
Дата добавления	20.02.2012
Размер файла	34,2 K

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Характеристика РАО "ЕЭС России"

Основными элементами стратегии для достижения этой цели являются:

- первоочередное внимание менеджмента компании к реформе и конкретным шагам по ее осуществлению;

- защита прав всех миноритарных акционеров при проведении корпоративных преобразований;

- особое внимание к разработке и внедрению справедливой и прозрачной системы регулирования сетевых активов;

- сохранение и развитие позиций компании на рынках тепла и электроэнергии;

- совершенствование структуры затрат компании;

- совершенствование профессионального уровня сотрудников и социально-трудовых отношений;

- совершенствование инвестиционной политики компании.

АО по оперативно-диспетчерскому управлению

АО научно-исследовательские и проектно-изыскательские институты

АО по строительству, обслуживанию энергокомплекса и прочие

АО научно-исследовательские и проектно-изыскательские институты

АО по строительству, обслуживанию энергокомплекса и прочие

Итого

Структура собственности Общества

Акции акционерного общества по оперативно-диспетчерскому управлению (ЦДУ)

Акции 72 акционерных обществ - энергоснабжающих организаций (АО-энерго)

Акции 36 акционерных обществ электростанций, в том числе 9 электростанций, находящихся в стадии строительства

64 акционерных обществ, осуществляющих промышленные, строительные, снабженческие, информационные и другие виды деятельности

57 акционерных обществ - научно- исследовательских и проектно-изыскательских организаций

АКЦИИ 9 акционерных обществ, коммерческих банков

Системообразующие магистральные линии электропередачи и подстанции напряжением 220 кВ и выше, формирующие Единую энергетическую систему Российской Федерации

Основные управленческие успехи:

- позиционирование компании как холдинговой структуры, действующей в рыночной среде;

- монетизация расчетов и начало реструктуризации накопленных задолженностей, хотя надо отдавать отчет, что резкое сокращение расчетов суррогатами было обусловлено масштабным улучшением платежной дисциплины бюджета - действия менеджмента совпали с общим оздоровлением системы расчетов в стране;

- формирование сети территориальных сбытовых организаций, контролируемых головной конторой холдинга.

Основные неудачи менеджмента:

- невзирая на стремительный рост монетизации, рентабельность производства не только не увеличилась, но даже несколько снизилась (с 13 до 12%);

- не удалось наладить процесс привлечения инвестиций в отрасль, как следствие - продолжается деградация основных фондов отрасли, падает надежность энергоснабжения;

Реальных источников инвестиций два - собственные средства и частные инвестиции. Для того чтобы задействовать первый источник, необходимо повышение тарифа. Это уже отчасти политическая задача. Для решения второй - нужно создать условия, при которых инвестор может прогнозировать эффективность своих инвестиций на длительный период, причем и во втором случае проблема упирается в тарифы (долгосрочное прогнозирование невозможно без прогноза тарифа). Существующая же тарифная практика не только не позволяет привлекать средства, но и не дает стимула к снижению издержек: регулирующий орган, Федеральная (региональные) энергетическая комиссия, как правило, реагирует на экономию соответствующим снижением тарифа.

холдинг реформирование имущество управление

Государственное регулирование тарифов осуществляется органами исполнительной власти: Федеральной и региональными энергетическими комиссиями.

Принятая схема регулирования тарифов

Кто устанавливает тариф

Блок-станции на территории АО

РЭК (договорная цена)

АЭС, ГЭС и ГРЭС РАО ЕЭС

ГЭС и ГРЭС РАО, расположенные на территории региона (АО-энерго)

Группа - Холдинг и все остальные дочерние и зависимые общества, включая научно-исследовательские, проектно-конструкторские организации, строительные, обслуживающие и непрофильные организации.

5. Главные управленческие успехи корпорации

По мере создания сбытовой системы приоритет сменился. Экспансия в неэнергетические отрасли была признана нецелесообразной, и был поставлен вопрос о монетизации расчетов. В системе РАО к 2001 году бартер практически изжит, он остался только в части расчетов с местными бюджетами (когда местные власти говорят, что денег нет, но готовы поставлять уголь, приходится идти на компромисс). По итогам 2000 года в целом 89% платежей - это денежные расчеты. При этом надо понимать, что резкое сокращение расчетов суррогатами было обусловлено масштабным улучшением платежной дисциплины бюджета. Бюджет начал платить живыми деньгами - и монетизация финансов РАО пошла сама собой.

Уход от бартера позволил поставить вопрос о введении системы бюджетирования на всех уровнях - от дочерних компаний до центрального офиса.

Основным документом, определяющим волю собственника, на сегодня является бизнес-план, фиксирующий приоритеты материнской компании. Пока принятый горизонт планирования - год. Неотъемлемая часть плана - подробнейший бюджет (с детализацией на 800 строк). На сегодняшний день все расходы в РАО осуществляются исключительно соответственно бюджету. Для этого создана система исполнения бюджета с точки зрения управленческой конструкции, разработка бюджета отделена от его исполнения и контроля. Создана система казначейств, которые исполняют бюджеты. Центральный аппарат РАО оперативно отслеживает около восьми контрольных показателей исполнения бюджета всех дочерних компаний.

Введение бюджетирования качественно повысило прозрачность компании и эффективность управления.

Низкая эффективность производства электроэнергии. Себестоимость электроэнергии в России ниже ее себестоимости за рубежом в первую очередь за счет заниженных цен на топливо, и прежде всего на газ. Численность персонала сейчас превосходит доперестроечный уровень.

Причин этому несколько. Первая - крайне плохое состояние производственных фондов. Они устарели не только и даже не столько физически, сколько морально. Вторая - государственная политика в области регулирования естественных монополий. Несоразмерно низкие цены на газ никак не стимулировали применение ресурсосберегающих технологий. Но самое главное, определение тарифов по затратному принципу стимулирует не снижение, а, напротив, раздувание издержек.

Неэффективность экспорта. В настоящее время в качестве одной из приоритетных задач рассматривается экспорт электроэнергии (см. выше). В настоящее время он высокорентабелен и, самое главное, гарантирует не просто денежные, а валютные (минимален риск инфляции) поступления. Однако с точки зрения даже среднесрочной перспективы эффективность этой политики довольно спорна. Повышение цен на газ до рыночного уровня (примерно втрое) приведет к снижению рентабельности до нуля, а возможно, и к убыткам. В этом смысле более предпочтителен экспорт непосредственно газа. Однако здесь вмешиваются уже геополитические факторы, исходя из которых государство будет поддерживать даже неприбыльный экспорт энергии.

Список литературы

1. Гительман Л.Д., Ратников Б.Е. Эффективная энергокомпания: экономика, менеджмент, реформирование - М: ЗАО Олимп-Бизнес, 2002, - 544 с.

2. Мастепанов А.М., Саенко В.В., Рыльский В.А., Шафраник Ю.К. Экономика и энергетика регионов РФ. - М.: Экономика, 2001, - 478 с.

3. Мухарямов Т.Ш. Особенности российской энергетической политики. // Вопросы социально - гуманитарных исследований. Казань, 2003. с. 57-59.

Подобные документы

Практика развития менеджмента в России. Характеристика моделей управления. Исторические предпосылки современного американского менеджмента. Особенности управления общественной формы собственности. Перспективы развития российской системы управления.

курсовая работа [84,5 K], добавлен 26.11.2011

Цели и задачи управления развитием производства. Производственно-технологический процесс на предприятии. Управление технологическим процессом в производстве. Организация производственного процесса на примере начального профессионального образования.

курсовая работа [39,4 K], добавлен 23.03.2012

Структура экономического механизма менеджмента. Принципы, функции и методы внутрифирменного управления. Управление производством через обеспечение процесса производства, его развитие и сбыт продукции. Состав системы управления персоналом предприятия.

контрольная работа [51,1 K], добавлен 04.05.2009

Теоретические основы развития собственности и управления. Определение сущности имущества и его формы. Эволюция развития менеджмента и зависимость его систем от характера собственности. Особенности управления крупными предприятиями и малыми фирмами.

курсовая работа [49,7 K], добавлен 20.11.2010

Современное состояние, основные перспективы развития ресторанного бизнеса в России. Организационно-экономическая характеристика и структура кафе "Визави". Особенности управления производственным процессом. Организация системы материальной ответственности.

курсовая работа [102,0 K], добавлен 20.10.2014

Принципы управления в концепции А. Файоля. Сущность реформирования системы управления России П. Столыпиным. Характерные черты и преимущества английской модели менеджмента. Сущность финской школы менеджмента и факторы успешной деятельности менеджеров.

контрольная работа [26,2 K], добавлен 11.07.2011

Принципиальная схема внутрифирменного управления, управления персоналом и производством. Менеджмент как наука и практика управления, организация управления фирмой. Процесс принятия управленческих решений. Цели и задачи менеджмента, содержание его функций.

К 2000 году Компании удалось достичь 100%-ного уровня оплаты электроэнергии и тепла со стороны потребителей, урегулировать свою задолженность перед бюджетами и бизнес-партнерами. В кратчайшие сроки была устранена угроза банкротств ряда региональных энергокомпаний Холдинга, погашены долги по заработной плате, остановлен отток квалифицированных кадров.

В то же время, единственным источником финансирования инвестиционной деятельности Компании оставались тарифы, находившиеся под госрегулированием. Их уровень лишал энергетиков возможности обновления производственной базы, строительства новых электростанций и сетей. В отрасли стал стремительно нарастать износ и выбытие основных фондов активов.

Сегодня ЕЭС России работает параллельно с энергосистемами 12 стран – бывших республик СССР, а также осуществляет обмен электроэнергией с энергосистемами Армении, Норвегии, Финляндии, Польши, Словакии, Венгрии, Турции, Ирана, Афганистана, Монголии и Китая. Заканчивается совместная разработка технико-экономического обоснования интеграции энергосистем UCTE с ЕЭС России и параллельно работающими энергосистемами стран СНГ и Балтии.

Наметившийся с 2000 года экономический рост в России повлек за собой и рост энергопотребления. Спрос на электроэнергию в России ежегодно увеличивался на 2–4%. В период с 2000 по 2007 год он вырос на 15,7% – с 851,2 до 985,2 млрд. кВтч. Впрямую встал вопрос – готова ли энергетическая отрасль ответить на вызов времени, обеспечить потребности экономики?

Стало очевидно, что отрасль нуждается в масштабных инвестициях, в том числе, частных. Для притока частных инвестиций необходимо было провести реформу всего электроэнергетического сектора.

В ходе реформы региональные АО-энерго были в основном разделены на энергокомпании по видам деятельности на генерирующие, распределительные, сбытовые и сервисные. Со временем они были объединены в рамках межрегиональных компаний – ОГК, ТГК, МРСК, а энергосбытовые компании стали самостоятельно работать в каждом регионе. Созданы две главные инфраструктурные организации – Федеральная сетевая компания, объединяющая магистральные электросети, ЕНЭС и Системный оператор, осуществляющий диспетчерское управление ЕЭС России.

Ключевым этапом в развитии конкурентных отношений в отрасли стал запуск в сентябре функционирования оптового и розничных рынков электроэнергии по новым правилам. Они обеспечили переход к системе регулируемых двусторонних договоров между покупателем и продавцом. Непокрытые квотами регулируемых договоров объемы электроэнергии начали торговаться по нерегулируемым ценам. При этом доля либерализации оптового рынка стала полностью транслироваться на розничный рынок электроэнергии. Процесс либерализации цен на электроэнергию развивается – к концу 2007 года по свободным ценам уже покупался каждый пятый киловатт. К 2012 вся электроэнергия, исключая поставки населению, будет продаваться по рыночным ценам.

1. Понятие объединённой энергосистемы

2. Структура ОЭС

2.1 ОЭС в составе ЕЭС России

2.2 ОЭС на территории бывшего СССР

3. Возникновение и развитие энергосистем в СССР

4. Центральное диспетчерское управление ЕЭС СССР

5. Единая энергетическая система РОССИИ

Список использованных источников

Создание объединенных энергетических систем позволило повысить надежность энергоснабжения, снизить эксплуатационные расходы, уменьшить необходимые резервы. Общее стремление к объединению энергетических систем вызвано огромными преимуществами крупных систем по сравнению с отдельными станциями [7]. В ряде объединенных энергетических систем существенно возрастет удельный вес ГЭС как по мощности, так и по выработке электроэнергии, приближаясь в отдельных случаях к 50%. В связи с этим возникнут новые задачи по управлению режимами энергосистем и методы их решения в составе автоматизированной системы диспетчерского управления. Высокие количественные показатели развития энергетики требуют качественно новых форм ее организации, в первую очередь построения крупных объединенных энергетических систем.

1. Понятие объединённой энергосистемы

2. Структура ОЭС

ОЭС существует только как технологическая система, но не организационно-правовая, поскольку единого хозяйствующего субъекта ОЭС нет (в отличие от региональных энергосистем, для которых до реформирования электроэнергетики хозяйствующим субъектом являлись соответствующие АО-энерго) [1].

2.1 ОЭС в составе ЕЭС России

1) ОЭС Центра (операционная зона ОДУ Центра и МЭС Центра), включающая в себя Белгородскую, Брянскую, Владимирскую, Вологодскую, Воронежскую, Ивановскую, Тверскую, Калужскую, Костромскую, Курскую, Липецкую, Московскую, Орловскую, Рязанскую, Смоленскую, Тамбовскую, Тульскую и Ярославскую энергосистемы.

) ОЭС Юга (ранее — ОЭС Северного Кавказа), включающая в себя Астраханскую, Волгоградскую, Дагестанскую, Калмыцкую, Карачаево-Черкесскую, Кабардино-Балкарскую, Кубанскую, Ростовскую, Северо-Осетинскую, Ставропольскую, Чеченскую и Ингушскую энергосистемы.

) ОЭС Северо-Запада (операционная зона ОДУ Северо-Запада и МЭС Северо-Запада), включающая в себя Архангельскую, Карельскую, Кольскую, Коми, Ленинградскую, Новгородскую, Псковскую и Калининградскую энергосистемы.

) ОЭС Средней Волги (операционная зона ОДУ Средней Волги и МЭС Волги), включающая в себя Нижегородскую, Марийскую, Мордовскую, Пензенскую, Самарскую, Саратовскую, Татарскую, Ульяновскую и Чувашскую энергосистемы.

Скидка 100 рублей на первый заказ!
Акция для новых клиентов! Разместите заказ или сделайте расчет стоимости и получите 100 рублей. Деньги будут зачислены на счет в личном кабинете.
Узнать стоимость

) ОЭС Урала (операционная зона ОДУ Урала и МЭС Урала), включающая в себя Башкирскую, Кировскую, Курганскую, Оренбургскую, Пермскую, Свердловскую, Тюменскую, Удмуртскую и Челябинскую энергосистемы.

) ОЭС Сибири (операционная зона ОДУ Сибири, МЭС Сибири и МЭС Западной Сибири), включающая в себя Алтайскую, Бурятскую, Иркутскую, Красноярскую, Кузбасскую, Новосибирскую, Омскую, Томскую, Хакасскую и Забайкальскую энергосистемы.

) ОЭС Востока (операционная зона ОДУ Востока и МЭС Востока), включающая в себя Амурскую, Приморскую, Хабаровскую и Южно-Якутскую энергосистемы.

2.2 ОЭС на территории бывшего СССР

1) ОЭС Белоруссии (до распада СССР энергосистемы ОЭС Белоруссии входили в ОЭС Северо-Запада).

) ОЭС Средней Азии (включающая в себя Узбекскую и Таджикскую энергосистемы). После распада СССР продолжала существовать ОЭС Средней Азии, но в 2000-е годы она распалась — в 2003 году вышла Туркмения, а в 2009 году её покинул Узбекистан.

) ОЭС Украины (до распада СССР — ОЭС Юга).

3. Возникновение и развитие энергосистем в СССР

Процесс объединения электростанций на параллельную работу и образования первых энергетических систем начался в СССР в 20-х годах в соответствии с Ленинским планом ГОЭЛРО. К 1935 г. В СССР уже работали 6 энергосистем с годовой выработкой электроэнергии свыше 1 млрд. кВт*ч каждая, в том числе Московская — около 4 млрд. кВт*ч (мощность 900 МВт), Ленинградская, Донецкая и Днепровская — более чем по 2 млрд. кВт*ч. Протяженность электрических сетей 110 кВ к этому времени возросла почти до 2 тыс. км; в 1933 г. была построена первая в СССР линия напряжением 220 кВ [4].

В конце 50-х годов в Советском Союзе была освоена новая ступень напряжения — 500 кВ. В 1959 г. вошла в эксплуатацию первая цепь электропередачи 500 кВ Волгоград — Москва, а в первой половине 60-х годов переведены на напряжение 500 кВ построенные ранее линии 400 кВ Куйбышев-Москва и Куйбышев-Урал. Связанное с вводом в эксплуатацию дальних электропередач объединение энергосистем европейской части страны было первым этапом формирования Единой энергетической системы СССР (ЕЭС СССР). В этот же период началось развитие электрических сетей напряжением 300 кВ в ОЭС Юга и Северо-Запада. В дальнейшем на этом напряжении были объединены энергосистемы Закавказья и ряд энергосистем Северного Кавказа.

Нужна работа? Есть решение!

Более 70 000 экспертов: преподавателей и доцентов вузов готовы помочь вам в написании работы прямо сейчас.

В 1970 г. — к 50-летию принятия плана ГОЭЛРО — было завершено создание Единой энергосистемы европейской части страны. В дальнейшем — в 1972 г. — к ЕЭС СССР была присоединена ОЭС Казахстана.

В начале 1978 г. был реализован важнейший этап на пути к завершению формирования ЕЭС СССР: к ней была присоединена одна из крупнейших объединённых энергосистем — ОЭС Сибири. В том же году было завершено сооружение электропередачи 750 кВ Западная Украина-Альбертирша (Венгрия) и с 1979 года началась параллельная работа ЕЭС СССР и ОЭС стран-членов СЭВ. С присоединением к ЕЭС энергосистем стран СЭВ на западе и ОЭС Сибири и энергосистемы Монголии на востоке границы синхронной работы протянулись от Берлина до Улан-Батора.

Параллельная работа ЕЭС СССР с энергосистемами стран Восточной и Центральной Европы обусловила необходимость решения ряда важных проблем, связанных с международными поставками электроэнергии и мощности. В 80-е годы ЕЭС вместе с раздельно работающими ОЭС Средней Азии и Востока охватила всю обжитую часть территории СССР. Производство электроэнергии достигло 1,3 трлн кВт-ч, а к 1990 г. — 1,6 трлн кВтч. В Европейской части ЕЭС сформировалась развитая сеть 500 кВ-750 кВ, а в Азиатской части ЕЭС одновременно с развитием сети 500 кВ, промышленно осваивалось напряжение 1150 кВ. Были введены крупнейшие энергоблоки 500-800-1200 МВт на тепловых электростанциях и 1000-1500 МВт на АЭС. Завершено сооружение крупнейших ГЭС Сибири, и том числе Саяно-Шушенской мощностью 6400 МВт [4].

4. Центральное диспетчерское управление ЕЭС СССР

С первых лет существования электроэнергетики энергосистемы начали объединять на параллельную работу. Государственным планом электрификации России (ГОЭЛРО) предусматривалось объединение на параллельную работу вновь построенных 30 электростанций на основе единой электрической сети [2]. Первый диспетчерский центр был организован в 1932 году на основе объединенной энергосистемы Урала, а в 1940 году образован объединенный диспетчерский центр (ОДУ) Центральной и Восточной зон Украины — Донбасской и Днепровской энергосистем. ОДУ Центра организовали в 1945. Оно осуществляло руководство параллельной работы Московской, Горьковской, Ивановской и Ярославской энергосистем.

Толчком к формированию объединенных энергосистем Центра, Средней Волги и Урала и их включению на параллельную работу было строительство мощных гидростанций на Волге. Кроме того, как выше было сказано, во второй половине 50-х годов началось промышленное освоение напряжения 500 кВ.

ОДУ Центра взяло на себя Функции координатора и вопросы согласованного развития ОЭС. В дальнейшем оно было реорганизовано в ОДУ Европейской части ЕЭС.

Создались все предпосылки для формирования Единой энергосистемы Союза. Для централизованного управления ее функционированием и развитием в 1969 году, по Постановлению Правительства было создано Центральное диспетчерское управление (ЦДУ) ЕЭС СССР.

Это был первый мировой опыт, по организации трехуровневого централизованного диспетчерского управления: ЦДУ ЕЭС — ОДУ ОЭС — диспетчерские центры энергосистем. Положением о ЦДУ, утвержденным Минэнерго СССР 11.03.1969 г., основными задачами ЦДУ ЕЭС были: удовлетворение потребности народного хозяйства в электрической энергии в соответствии с государственными планами, покрытие максимума нагрузки по Единой энергетической системе СССР и изолированно работающим Объединенным энергетическим системам, обеспечение надежности электроснабжения народного хозяйства при соблюдении установленных норм качества электроэнергии, обеспечение максимальной экономичности работы Единой энергетической системы СССР и Объединенных энергетических систем при рациональном использовании энергоресурсов страны и ряд других задач [2].

Закажите работу от 200 рублей

Если вам нужна помощь с работой, то рекомендуем обратиться к профессионалам. Более 70 000 экспертов готовы помочь вам прямо сейчас.

ЦДУ, наряду с другими организациями отрасли и электротехнической промышленности, приняло активное участие в освоении нового класса напряжения 750 кВ. Первоочередной проблемой, поставленной перед ЦДУ, стало создание автоматизированной системы диспетчерского управления (АСДУ) ЕЭС СССР, строительство диспетчерских пунктов ОДУ и оснащение их современными техническими средствами.

ЦДУ ЕЭС, ОДУ, научными и проектными организациями (ВНИИЭ, ВЦГТУ, СЭИ, Энергосетьпроектом и другими) были разработаны теоретические основы АСДУ. Впервые были разработаны методы, алгоритмы и программы оптимизации энергетических режимов, расчетов электрических режимов сложных электрических сетей, анализа устойчивости, настройки противоаварийной автоматики.

На диспетчерских пунктах появились компьютерные средства отображения технологической информации. Возможности диспетчера по управлению режимами значительно возросли. В 1976 году был введен диспетчерский пункт с новейшими по тем временам средствами вычислительной техники, телемеханики и связи. К этому времени ЦДУ было укомплектовано высококвалифицированными специалистами с большим инженерным опытом и представляло собой мозговой центр отрасли по решению важнейших задач управления и развития Единой энергосистемы страны [5].

5. Единая энергетическая система России

ГОСТ 21027-75 дает следующее определение Единой энергосистемы:

Единая энергосистема — совокупность объединённых энергосистем (ОЭС), соединённых межсистемными связями, охватывающая значительную часть территории страны при общем режиме работы и имеющая диспетчерское управление [6].

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

Скидка 100 рублей на первый заказ!
Акция для новых клиентов! Разместите заказ или сделайте расчет стоимости и получите 100 рублей. Деньги будут зачислены на счет в личном кабинете.
Узнать стоимость

·сокращение потребности в установленной мощности электростанций на 10-12 ГВт;

·оптимизация распределения нагрузки между электростанциями в целях сокращения расхода топлива;

·применение высокоэффективного крупноблочного генерирующего оборудования;

·поддержание высокого уровня надёжности и отказоустойчивости энергетических объединений.

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

объединенная энергетическая система электростанция

Список использованных источников

1.Менеджмент и маркетинг в электроэнергетике: учебное пособие для студентов ВУЗов /А.Ф. Дьяков, В.В. Жуков, Б.К. Максимов, В.В. Молодюк; под ред. А.Ф. Дьякова. — 3-е изд. — М.: Издательский дом МЭИ, 2007. — 504 с.

2.Автоматизация диспетчерского управления в электроэнергетике/В.А. Баринов, А.З. Гамм, Ю.Н. Кучеров, В.Г. Орнов, Ю.Н. Руденко, В.А. Семёнов, В.А. Тимофеев, Ю.А. Тихонов, Е.В. Цветков; под общей ред. Ю.Н. Руденко и В.А. Семёнова. — М.: Издательство МЭИ, 2000. — 310 с.

3.Основы современной энергетики: учебник для вузов: в 2 т. / под общей редакцией чл. — корр. РАН Е.В. Аметистова . — 4-е изд., перераб. и доп. — М.: Издательский дом МЭИ, 2008. Том 2. Современная электроэнергетика / под ред. профессоров А.П. Бурмана и В.А. Строева. — 632 с.

.Воропай Н.И. Управление мощными энергообъединениями / Под ред. С.А. Совалова. — М.: Энергоатомиздат, 1984. — 255 с.

Скидка 100 рублей на первый заказ!
Акция для новых клиентов! Разместите заказ или сделайте расчет стоимости и получите 100 рублей. Деньги будут зачислены на счет в личном кабинете.
Узнать стоимость

.Жимерин Д.Г. Энергетика: настоящее и будущее / Д.Г. Жимерин. — М.: Знание, 1978. — 190 с.

.ГОСТ 21027-75 — 1976 Системы энергетические. Термины и определения. — Введ. 1976-07-29. — М.: Изд-во стандартов, 2011. — 6 c.

.Чалый Г.В. Энергетика вчера, сегодня, завтра / Г.В. Чалый. — Кишинев: Картя молдовеняскэ, 1977. — 203 с.

Читайте также: