Энергосбережение в энергетике 5 страница

14.  Постановление Правительства Российской Федерации от 12 октября 1995 г. № 998 «О государственной поддержке создания в Российской Федерации энергоэффективных демонстрационных зон»

15.  Постановление Правительства Российской Федерации от 13 октября 1995 г. № 1006 «Об энергетической стратегии России»

16.  Постановление Правительства Российской Федерации от 2 ноября 1995 г. № 1087 «О неотложных мерах по энергосбережению»

17.  Постановление Правительства Российской Федерации от 6 марта 1996 г. № 263 «О Федеральной целевой программе «Топливо и энергия» на 1996–2000 гг.»

18.  Постановление Правительства Российской Федерации от 4 февраля 1997 г. № 121 «Об основах ценообразования и порядке государственного регулирования тарифов на электрическую и тепловую энергию»

19.  Постановление Правительства Российской Федерации от 25 апреля 1997 г. № 491 «О мерах по повышению эффективности экономических реформ в топливно-энергетическом комплексе»

20. Постановление Правительства Российской Федерации от 8 июля 1997 г. № 832 «О повышении эффективности использования энергетических ресурсов и воды предприятиями, учреждениями и организациями бюджетной сферы»

21.  Постановление Правительства Российской Федерации от 28 августа 1997 г. № 1093 «О программе «Энергообеспечение районов Севера и приравненных к ним территорий, а также мест проживания коренных многочисленных народов Севера, Сибири и Дальнего Востока за счет использования нетрадиционных возобновляемых источников энергии и местных видов топлива на 1997–2000 гг.»

22.  Постановление Правительства Российской Федерации от 27 декабря 1997 г. № 1619 «О ревизии средств учета электрической энергии и маркирование их специальными знаками визуального контроля»

23.  Постановление Правительства Российской Федерации от 27 декабря 1997 г. № 1629 «О совершенствовании порядка государственного регулирования тарифов на электрическую и тепловую энергию»

24.  Постановление Правительства Российской Федерации от 5 января 1998 г. № 5 «О снабжении топливно-энергетическими ресурсами организаций, финансируемых в 1998 г. за счет средств федерального бюджета»

25.  Постановление Правительства Российской Федерации от 24 января 1998 г. № 80 «О Федеральной целевой программе «Энергосбережение России на 1998–2005 гг.»

26.  Постановление Правительства Российской Федерации от 12 февраля 1998 г. № 166 «О возложении на Минтопэнерго России государственного надзора за эффективным использованием энергетических ресурсов в Российской Федерации»

27.  Постановление Правительства Российской Федерации от 15 июня 1998 г. № 588 «О дополнительных мерах по стимулированию энергосбережения в России»

28.  Постановление Правительства Российской Федерации от 12 августа 1998 г. № 938 «О государственном энергетическом надзоре в Российской Федерации»

29.  Постановление Правительства Российской Федерации от 13 августа 1998 г. № 1013 «Об утверждении перечня товаров, подлежащих обязательной сертификации, и перечня работ и услуг, подлежащих обязательной сертификации»

30.  Приказ Госстандарта России от 19 июня 1998 г. № 340 «О работах в области энергосбережения»

31.  Приказ Минтопэнерго России от 22 января 1998 г. № 17 «О проведении энергоаудита и выполнении первоочередных энергосберегающих мероприятий в организациях, финансируемых за счет средств федерального бюджета»

32.  Приказ Минтопэнерго России от 20 июля 1998 г. № 246 «О порядке организации работ по реализации федеральной целевой программы «Энергосбережение России»

Нормативные и методические документы

1.  РД 50-374-82 Методические указания по составу и содержанию вносимых в стандарты и технические условия нормативов расхода топлива и энергии на единицу продукции (работы)

2.  ГОСТ 27322–87 Энергобаланс промышленного предприятия. Общие положения

3.  ГОСТ 28310–89 Коллекторы солнечные. Общие технические условия

4.  Инструкция о порядке составления отчета о потреблении тепловой энергии по форме 9-ПС (электроэнергия). Утверждена Госкомстатом России 29.09.92

5.  Инструкция о порядке составления отчета о потреблении тепловой энергии по форме 9-ПС (тепло). Утверждена Госкомстатом России 26.07.93 № 150

6.  Инструкция по составлению статистической отчетности об использовании топлива, тепловой и электрической энергии, а также об образовании и использовании вторичных энергетических ресурсов (форма 11-СН заменена формой 11-ТЭР и приложением к ней). Утверждена Госкомстатом РФ 05.09.94  № 154

7.  Р 50-605-89-94 Рекомендации по стандартизации. Энергосбережение. Порядок установления показателей энергопотребления и энергосбережения в документации на продукцию и процессы

8.  Р 50-605-90-94 Рекомендации по стандартизации. Энергосбережение. Электролизеры для получения алюминия. Нормативы расхода электрической энергии

9.  Р 50-605-91-94 Рекомендации по стандартизации. Энергосбережение. Агрегаты насосные для транспорта нефти. Нормативные коэффициенты полезного действия

10.  Р 50-605-92-94 Рекомендации по стандартизации. Энергосбережение. Оборудование для тепловлажностной обработки железобетонных изделий. Нормативы расхода тепловой энергии

11.  Р 50-605-93-94 Рекомендации по стандартизации. Энергосбережение. Транспорт троллейбусный. Нормативы расхода электрической энергии

12.  Р 50-605-94-94 Рекомендации по стандартизации. Энергосбережение. Транспорт трамвайный. Нормативы расхода электрической энергии

13.  Р 50-605-95-94 Рекомендации по стандартизации. Энергосбережение. Агрегаты плавильные и камеры тепловой обработки изделий минераловатного производства. Нормативы расхода котельно-печного топлива

14.  Р 605-96-94 Рекомендации по стандартизации. Энергосбережение. Камеры пропарочные ямного типа для тепловлажностной обработки сборных железобетонных изделий. Нормативы расхода тепловой энергии

15.  Р 50-605-97-94 Рекомендации по стандартизации. Энергосбережение. Воздухонагреватели газовые. Нормативы расхода тепловой энергии

16.  Р 50-605-98-94 Рекомендации по стандартизации. Энергосбережение. Лазерный технологический комплекс мощностью излучения (25±5) кВт для разделки металлолома. Основные положения

17.  Р 50-605-99-94 Рекомендации по стандартизации. Энергосбережение. Технологические процессы производства теплоизоляционных материалов. Нормативы расхода котельно-печного топлива, тепловой и электрической энергии

18.  Р 50-605-100-94 Рекомендации по стандартизации. Энергосбережение. Основные направления энергосбережения в черной металлургии. Технологические мероприятия по снижению расхода котельно-печного топлива

19.  Р 50-605-101-94 Рекомендации по стандартизации. Энергосбережение. Биофункциональные производственные системы птицеводства. Нормативы расхода электрической энергии на производство продукции

20.  Р 50-605-80-94 Ветроэнергетика. Методика определения ветроэнергетических ресурсов и оценки эффективности использования ветроэнергетических установок (ВЭУ) на территории России и стран СНГ

21.  Р 50-605-81-94 Установки ветроэлектрические. Требования к испытаниям

22.  Р 50-605-82-94 Сертификация ветроэнергетических установок. Основные положения

23.  Р 50-605-83-94 Солнечная энергетика. Методика определения солнечных энергетических ресурсов и оценка эффективности использования солнечных энергетических установок (СЭУ) на территории России и стран СНГ

24.  Р 50-605-84-94 Сертификация фотоэлектрических модулей. Основные положения

25.  Р 50-605-85-94 Установки энергетические для получения биогаза из отходов животноводства. Порядок подготовки к проведению испытаний

26.  Р 50-605-86-94 Энергетика геотермальная. Методика определения ресурсов

27.  Р 50-605-87-94 Гидроэнергетика малая. Методика расчета валового и технико-экологического потенциала малой гидроэнергетики

28.  Р 50-605-88-94 Гидроэнергетика малая. Гидроэлектростанции малой мощности. Типы и основные параметры

29.  Правила учета тепловой энергии и теплоносителя. Утверждены Минтопэнерго России 12.9.95. Зарегистрированы Минюстом 25.09.95 № 954

30.  Правила учета электрической энергии. Утверждены Минтопэнерго России и Минстроем России 09.09.96

31.  Правила учета газа. Утверждены Минтопэнерго России 14.10.96, зарегистрированы Минюстом 15.11.96 ¹ 1198

32.  Методические указания о порядке расчета тарифов на электрическую и тепловую энергию на потребительском рынке. Утверждены ФЭК России 16.04.97

33.  Временные методические указания (положения) по установлению дифференцированных оптовых цен промышленности на природный газ. Утверждены ФЭК России 22.07.97

34.  Энергетический паспорт потребителя энергоресурсов (ЭПП), типовые формы. Утвержден Минтопэнерго России 15.12.97

35.  Методики расчета экономии бюджетных средств, определяющих эффективность мероприятий при внедрении энергосберегающих технологий в сфере производства и оказания жилищно-коммунальных услуг. Утверждены Госстроем России 30.04.98

36.  Правила проведения энергетических обследований организаций. Утверждены Минтопэнерго России 25.03.98

37.  Правила лимитирования потребления электрической и тепловой энергии. Утверждены Минтопэнерго России 16.04.98, зарегистрированы Минюстом России 07.07.98 № 1554

38.  ГОСТ Р 51237–98 Нетрадиционная энергетика. Ветроэнергетика. Термины и определения

39.  ГОСТ Р 51238–98 Нетрадиционная энергетика. Гидроэнергетика малая. Термины и определения

40.  ГОСТ 30583–98 Энергосбережение. Методика определения полной энергоемкости продукции, работ, услуг

41.  Автоматизированная система анализа рационального использования тепла и электроэнергии предприятиями и организациями (АС АРИТЭ). ИНСТРУКЦИЯ по подготовке и передаче информации об использовании энергии на предприятиях по формам 10111-СН (электро) и 10111-СН (тепло) для территориальных управлений Госэнергонадзора. Изданы Минтопэнерго России в 1998 г.

 

 

10. Создание и развитие Единой энергетической системы России

 

1. Создание и развитие Единой энергосистемы

2. Надежность энергосистем

 

1. Процесс создания энергетических систем был поставлен под контроль и приобрел целенаправленный характер в начале XX в. Еще в 1908 г. был разработан комплексный план развития электроэнергетических систем России, который в 1920 г. был творчески переработан, принят как пятнадцатилетний Государственный план электрификации России (план ГОЭЛРО) и успешно реализован к началу 1930-х гг.

Электроэнергетика нашей страны прошла в своем развитии огромный путь от предусмотренного планом ГОЭЛРО сооружения первых крупных районных электростанций и объединяющих их электрических сетей до образования Единой энергосистемы (ЕЭС) – самого крупного в мире централизованно управляемого энергообъединения (ЭО). Процесс развития и создания ЕЭС России можно разделить на четыре этапа.

Первый этап, когда существовали лишь изолированно работающие станции, завершился примерно к 1920 г.

С 1921 г. начался второй этап. Для рационального восстановления и развития энергетического хозяйства страны требовалось объединение электростанций. Были созданы первые энергетические системы: Московское объединение государственных электрических станций (МОГЭС) и «Электроток» в Петрограде. Объединение электростанций осуществлялось в Донбассе, Туле, в районе Брянска и других районах. Этап образования и развития изолированных энергетических систем продолжался в годы первой, второй и третьей пятилеток. В 1940 г. были образованы энергетические системы: Московская, Ленинградская, Днепровская, Уральская.

Третий этап, образование объединенных энергосистем (ОЭС), начался в 1940 г. Первой межсистемной линией связи была сооруженная в этом году линия электропередачи 220 кВ Днепр–Донбасс, связавшая энергосистему Донбасса с Днепровской. В 1942 г. Уралэнерго было разделено на три энергосистем Свердловэнерго, Пермэнерго и Челябэнерго. Для координации их деятельности были организованы Главуралэнерго и Объединенное диспетчерское управление (ОДУ). В 1945 г. была создана объединенная энергосистема Центра, в состав которой входили Московская, Ярославская, Ивановская и Горьковская энергосистемы. В этот же период к объединению Днепр–Донбасс была присоединена Ростовская энергосистема, в результате чего образовалась объединенная энергосистема Юга (ОЭС Юга).

В 1955 г. на базе ОЭС начался этап формирования ЕЭС стран (четвертый этап). Были сооружены линии электропередачи 500 кВ, связавшие ГЭС Среднего Поволжья: Волжскую ГЭС им. В. И. Ленина, а затем и Волжскую ГЭС им. XXII съезда КПСС с ОЭС Центра и ОЭС Урала. По линии 220 кВ Волгоград–Донбасс к ним была присоединена ОЭС Юга. В 1959 г. создано объединенное диспетчерское управление Единой энергетической системой (ОДУ ЕЭС) что ознаменовало начало образования Единой энергетической системы (ЕЭС) страны.

Дальнейшее развитие ЕЭС страны было связано с освоением более высоких напряжений – 500, 750 и 1150 кВ.

В 1959 г. была принята в эксплуатацию первая цепь электропередачи 500 кВ Волгоград–Москва, после чего Волгоградская ЭЭС отделилась от ОЭС Юга и вошла в состав ОЭС Центра.

В 1960 г. была введена в работу вторая цепь 500 кВ на участке Волгоград–Липецк и в 1961 г. ЛЭП–500 на участке Липецк–Москва и ЭЭС Центрально-черноземной области (Липецкэнерго) также вошла в состав ОЭС Центра. К концу 1960 г. мощность всех электростанций страны достигла 66, 72 тыс. МВт, а выработка электроэнергии составила 292,27 млрд кВт·ч; в ЕЭС европейской части СССР входили четыре ОЭС, включающие 27 ЭЭС.

В 1962 г. было создано Центральное диспетчерское управление энергообъединения энергосистем стран–членов СЭВ, призванное обеспечить надежную параллельную работу ЭЭС ряда стран Восточной Европы (Болгарии, Венгрии, ГДР, Польши, Румынии, СССР и Чехословакии).

Продолжался рост темпов ввода генерирующих мощностей: в 1965 г. ввод составил 10,6 млн кВт, в 1970 г. превысил 12 млн кВт. В конце 1970 г. суммарная мощность составила 166,2 млн кВт, годовая выработка электроэнергии достигла 741 млрд кВт·ч.

К концу 1960-х гг. завершилось формирование ОЭС Средней Азии.

В 1962 г. на параллельную работу с ОЭС Юга присоединила ОЭС Северного Кавказа.

В 1967 г. была введена в эксплуатацию опытно-промышленная ЛЭП–750 кВ Канаковская ГРЭС–Москва.

К концу 1970 г. в составе ЕЭС СССР работали параллельно ОЭС Центра, Урала, Средней Волги, Северо-Запада, Северного и Закавказья. ОЭС Казахстана, Сибири и Средней Азии работали раздельно. ОЭС Востока находилась в стадии формирования.

В течение 1970-х гг. ежегодный ввод энергетических мощностей находился в пределах 8–13 тыс. МВт. В конце 1980 г. суммарная мощность всех электростанций страны достигла 266,7 тыс. МВт; выработка электроэнергии в 1980 г. составила 1293,9 млрд кВт·ч. Шло дальнейшее интенсивное развитие ЕЭС стран: в 1972 г. в состав ЕЭС СССР вошла ОЭС Казахстана; в 1973 г. Болгарская ЭЭС была включена на параллельную работу с ЕЭС СССР; в 1978 г. на параллельную работу с ЕЭС присоединилась ОЭС Сибири; в том же году было завершено сооружение ЛЭП–750 кВ Западная Украина–Венгрия и с 1979 г. началась параллельная работа ЕЭС СССР и ОЭС стран–членов СЭВ.

С включением в состав ЕЭС СССР ОЭС Сибири, имеющей электрические связи с ЭЭС Монголии, образовалось уникальное межгосударственное объединение энергосистем с установленной мощностью более 300 тыс. МВт, охватывающее территорию от Улан-Батора до Берлина.

В течение 1981–1990 гг. продолжалось развитие энергетики и совершенствование ЕЭС СССР: была введена Саяно-Шушенская ГЭС мощностью 6400 МВт, вышла на проектную мощность первая ГРЭС Экибастузского комплекса, началось строительство Богучанской ГЭС мощностью 4000 МВт на Ангаре, Бурейской ГЭС мощностью 1700 МВт на Дальнем Востоке.

В 1985 г. были введены в строй первые энергоблоки мощностью 800 МВт на Сургутской и Пермской ГРЭС; успешно работали крупнейшие ТЭС – Костромская, Запорожская, Угрегорская мощностью 3600 МВт и др.

Ускоренными темпами шло развитие АЭС: с 1981 по 1985 г. мощность АЭС выросла на 125 %.

В 1985 г. электростанциями СССР было выработано 1545 млрд кВт·ч.

На конец 1990 г. установленная мощность по всем ОЭС (без учета зарубежных электростанций) достигла 287,66 тыс. МВт. Выработка электроэнергии в 1990 г. снизилась до 1429,3 млрд кВт·ч.

Объясняется это тем, что, начиная с 1989 г. в странах–участницах ЦДУ ОЭС произошли серьезные политические и хозяйственные преобразования, которые сопровождались снижением потребления и производства электроэнергии.

После распада СССР в России значительно снизился объем производства и соответственно потребность в электроэнергии и ее производстве (в 1997 г. выработка на электростанциях ЕЭС России снизилась до 780 млн кВт·ч).

К 1998 г. переходные процессы начали стабилизироваться, и в 1999 г. начался некоторый рост производства электроэнергии с достижением годовой выработкой в 2000 г. на уровне 865 млрд кВт·ч.

На сегодня ЕЭС страны включает несколько сотен совместно работающих электростанций общей мощностью 197 млн кВт, в том числе ТЭС и ТЭЦ 132 млн кВт, ГЭС – 43,6 и АЭС – 21,4 млн кВт.

Совместная работа электростанций достигается с помощью линий электропередачи (ЛЭП), которые по выполняемым ими функциям делятся на системообразующие и распределительные; первые обеспечивают возможность поддержания электростанциями оптимального режима нагрузки по критерию – минимум расхода топлива; в функцию вторых входит обеспечение потребителей, расположенных на приемном конце ЛЭП электроэнергией.

Энергетические предприятия (электростанции, предприятия электрических и тепловых сетей), расположенные на территории субъекта РФ (области, республики), образуют районную энергетическую систему (РЭС), организатором функционирования которой является АО-Энерго. В РАО «ЕЭС России» входит 72 АО-Энерго.

Районные энергетические системы, расположенные в определенном регионе, соединенные между собой линиями электропередачи, образуют объединенную энергетическую систему. На территории страны образовано 7 ОЭС: Центра, Северо-Запада, Волги, Юга, Урала, Сибири и Востока. ОЭС существует только как технологическая система, но не как организационно-правовая.

Оперативное управление режимами работы ОЭС ЕЭС России производится из Центрального диспетчерского управления (ЦПУ). Управление режимами работы РЭС осуществляется из объединенных диспетчерских управлений (ОДУ). Управление режимами работы электростанций, входящих в состав РЭС, осуществляется Центральной диспетчерской службой (ЦДС) каждого АО-Энерго.

В целом ЕЭС России представляет собой крупнейшее технологическое объединение электростанций и электрических сетей в целях обеспечения надежного и высоко результативного энергоснабжения потребителей, и связанных общей системой прогнозирования, планирования и оперативно-диспетчерского управления.

2. При создании энергосистем наряду с улучшением экономических показателей обеспечивается высокий уровень надежности и энергетической безопасности (бесперебойности энергоснабжения). Для сравнения приведем показатели надежности энергоснабжения зарубежных энергообъединений и России.

Аварии в зарубежных ЭО. После двух тяжелых аварий, происшедших в Западном ЭО США в июле и августе 1966 г., сопровождавшихся разделением ЭО на 4–5 частей и длительным нарушением электроснабжения потребителей на большой территории страны, включая такие огромные мегаполисы, как Лос-Анджелес и Сан-Франциско, в зарубежной печати появились аналитические статьи, посвященные исследованию крупных системных аварий, происшедших в мире за последние годы.

Так, в частности, в табл. 16.1 приведены сведения о 13 крупнейших авариях, происшедших в США и Канаде за период 1965–1997 гг.

За период 1965–1997 гг. в крупнейших зарубежных ЭО имело место следующее количество крупных системных аварий: США и Канада – 19; Западно-Европейское ЭО – 5; Северо-Европейское ЭО – 2.

Надежность ЕЭС России. Не случайно в списках стран, население которых испытало на себе последствия тяжелых системных аварий, отсутствуют СССР и Россия. Это объясняется тем, что тяжелые аварии произошли всего два раза: в Московской энергосистеме 18.12.1948 г. и в 1956 г. в Молдавской ЭС.

В 1997 г. суммарный недоотпуск ЭЭ, вызванный авариями, технологическими и функциональными отказами, составил в ЕЭС России 0,014% общего производства электроэнергии.

В период 1976–1990 гг. суммарный недоотпуск ЭЭ из-за нарушений, приравненных к авариям, находился в пределах 200 млн кВт·ч, а суммарный недоотпуск (от аварий и отказов в работе) – 100 млн кВт·ч.

Приведенные выше значения всего учтенного недоотпуска ЭЭ из-за аварий и отказов в работе характеризуют высокий уровень надежности работы энергосистем: отнесенный к суммарной выработке электроэнергии недоотпуск находится в пределах 0,011–0,023 %, а отнесенный к полезному отпуску – 0,013–0,025%.

 

 

11. Федеральный (общероссийский) рынок электрической энергии (мощности) (ФОРЭМ)

 

1. Условия создания рынка энергии

2. Организационная структура Федерального (общероссийского) рынка электрической энергии (мощности) (ФОРЭМ)

3. Основные функции субъектов ФОРЭМ

4. Организация купли-продажи энергии

 

1. В большинстве зарубежных стран электроэнергетика имеет устоявшиеся, консервативные формы собственности, которые зачастую мешают эффективному решению вновь возникающих задач процессе развития рыночных отношений. Россия в этом отношении оказалась в более выгодном положении, поскольку располагала рядом предпосылок для создания эффективного рынка энергии на базе сформированного в советское время электроэнергетического комплекса. Единая энергетическая система СССР представляла собой готовую транспортную магистраль для передачи товара, энергосистемы уже были объединены на параллельную работу и в высокой степени оснащены средствами противоаварийной автоматики и системами контроля, четко работала иерархическая система технологического управления, а специалисты, работавшие в отрасли, отличались высокой профессиональной ответственностью и дисциплинированностью.

Плавную адаптацию российской электроэнергетики к работе в рыночных условиях обеспечили следующие основные причины.

1. Наличие и эффективное функционирование ЕЭС России, объединяющей на параллельную работу все региональные энергосистемы, позволяет:

– обеспечивать энергоснабжение потребителей при минимальном оперативном резерве мощностей (5–6%) без ущерба для надежности энергоснабжения;

– получать существенный экономический эффект за счет концентрации единичных мощностей генерирующих агрегатов (500–800 МВт) и их дислокации вблизи либо источников дешевого топлива (экономия затрат на доставку топлива), либо вблизи энергоемких потребителей (экономия затрат на передачу энергии), а также за счет возможности совмещения нагрузок разных часовых поясов и оптимизации диспетчерского режима в масштабах всей страны при максимальном использовании пропускной способности ЛЭП;

– отсутствие необходимости обеспечивать самосбалансированность по производству и потреблению энергии в каждом регионе за счет возможности получения (передачи) перетоков энергии и мощности (экономия инвестиционных, топливных и транспортных затрат).

2. Начавшаяся в 1993 г. смена форм собственности, способствовавшая созданию условий для развития рыночных отношений в электроэнергетике, в частности, ставила задачей сохранение гарантий управляемости электроэнергетическим комплексом и энергетической безопасности страны. Это обеспечивалось сохранением электроэнергетики в виде единого комплекса, основа которого – системообразующая сеть ЕЭС, а механизм – оперативно-диспетчерское управление на базе ЦДУ и ОДУ. Управляемость отраслью гарантируется через отношения собственности – контрольный пакет акций РАО «ЕЭС России» принадлежит государству, а в уставной капитал РАО «ЕЭС России» переданы контрольные пакеты акций региональных АО–Энерго, системообразующая сеть, 51 крупная электростанция, ЦДУ и ОДУ. Это гарантирует использование электроэнергетического потенциала в интересах государства и сохранение управляемости всего комплекса в целом, без преобладания интересов отдельных субъектов Федерации.

3. В российской электроэнергетике рынок объективно существовал и раньше как отношения продавцов и покупателей перетоков электроэнергии (товара) между смежными энергосистемами посредством денежных расчетов. После введения хозрасчетных отношений в электроэнергетике и последующей смены форм собственности возникла необходимость формирования двухуровневого рынка энергии (федеральный – оптовый, региональный – розничный). Таким образом, создание федерального (общероссийского) оптового рынка электрической энергии (мощности) (ФОРЭМ) при технологическом руководстве ЦДУ стало следующим этапом развития и упорядочения рыночных отношений в отрасли.

2. Федеральный (общероссийский) рынок электрической энергии (мощности) (ФОРЭМ) представляет собой сферу купли-продажи электрической энергии и мощности, осуществляемой его субъектами в пределах ЕЭС России, и функционирует как единое рыночное пространство.

Основными целями деятельности ФОРЭМ являются:

1) обеспечение надежного и эффективного энергоснабжения потребителей во всех регионах России;

2) формирование оптимальных экономических отношений между энергоснабжающими организациями, производителями и потребителями энергии на основе сочетания государственного регулирования и конкуренции;

3) сохранение и развитие ЕЭС России;

4) выравнивание уровня тарифов на электрическую энергию и мощность, отпускаемую покупателям с ФОРЭМ;

5) обеспечение принципа установления тарифов для потребителей ФОРЭМ в зависимости от энергоемкости выпускаемой ими продукции, плотности графика нагрузки и уровня работы по энергосбережению;

6) поддержание конкурентоспособности продукции энергоемких потребителей электрической энергии, имеющих общенациональное значение.

Технологической основой работы ФОРЭМ служит системообразующая электрическая сеть РАО «ЕЭС России» и сети энергоснабжающих организаций. Организациям присваивается статус субъектов ФОРЭМ на основании постановления Правительства РФ по представлению Федеральной энергетической комиссии Российской Федерации (ФЭК России).

Субъектами ФОРЭМ являются:

1) РАО «ЕЭС России» – организатор ФОРЭМ;

2) Системный оператор – ОАО ЦДУ ЕЭС России;

3) ЗАО «Центр договоров и расчетов ФОРЭМ»;

4) генерирующая компания концерн «Росэнергоатом» – поставщик энергии АЭС;

5) тепловые и гидравлические электростанции и другие производители энергии;

6) АО энергетики и электрификации и другие энергоснабжающие организации;

7) отдельные крупные потребители электрической энергии.

Все субъекты ФОРЭМ имеют равные права в рамках утвержденных Правил работы ФОРЭМ, контроль за исполнением которых осуществляет Наблюдательный совет ФОРЭМ.

Правила работы ФОРЭМ и другие нормативные документы, касающиеся деятельности ФОРЭМ, утверждаются ФЭК России, которая осуществляет функции государственного регулирования по отношению к организациям электроэнергетического комплекса. Постановления ФЭК России относительно баланса производства и поставок электроэнергии, уровня тарифов на электроэнергию и мощность, порядка расчета стоимости продукции и услуг на ФОРЭМ, нормативов оплаты услуг являются обязательными Для исполнения и служат основой для заключения договоров на ФОРЭМ.

Отношения субъектов ФОРЭМ строятся на договорной основе.

3. Организатором функционирования и развития ФОРЭМ является РАО «ЕЭС России», которое оказывает субъектам ФОРЭМ услуги на основании двусторонних договоров. РАО «ЕЭС России» может делегировать выполнение части своих функций другим уполномоченным организациям.

Основными функциями, которые выполняет оператор ФОРЭМ, являются:

1) координация деятельности всех субъектов ФОРЭМ в вопросах производства, передачи, распределения и потребления энергии;

2) обеспечение надежной работы и развития технической базы функционирования ФОРЭМ – системообразующих линий электропередачи и технических средств по технологическому управлению ЕЭС России;

3) координация деятельности по обеспечению готовности электростанций к несению нагрузки, действий субъектов ФОРЭМ при ремонте, техническом перевооружении и реконструкции энергетического оборудования;

4) координирует и контролирует топливообеспечение субъектов ФОРЭМ;

5) обеспечивает анализ, разработку и систематический пересмотр нормативных характеристик генерирующего оборудования в целях минимизации топливной составляющей себестоимости производства энергии;

6) координирует инвестиционную деятельность субъектов ФОРЭМ, финансирует строительство важнейших объектов ЕЭС России;

7) организует экспорт и импорт электроэнергии (мощности);

8) выполняет расчеты плановых балансов электрической энергии и мощности, а также балансов стоимости электрической энергии и мощности на ФОРЭМ.

Системный оператор ОАО ЦДУ ЕЭС России действует на основании договора с РАО «ЕЭС России» и выполняет следующие основные функции: