ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКА, ведущая подсистема энергетики, обеспечивающая электрификацию народ. хоз-ва страны.
Развитие Э. началось с тепловых электростанций (ТЭС), получающих электричество за счет сжигания топлива. Первая сиб. электростанция появилась в 1880-х гг. в Красноярске; она освещала дом и магазины купца Гадалова. К 1905 за Уралом действовало ок. 250 малых («домовых») ТЭС ср. мощн. ок. 20 кВт; большинство их освещало 1 или неск. зданий.
В 1895 в Томске появилась 1-я сиб. центральная электростанция (ЦЭС) общего пользования. В одних городах ЦЭС строились за счет гор. бюджета, в других – принадлежали частн. капиталу. Они постепенно вытесняли мелкие электростанции благодаря более дешевой энергии. Мощность крупнейшей накануне революции Иркутской ЦЭС составляла 1,6 тыс. кВт.
От теплоэнергетики лишь ненамного отстала гидроэнергетика. Одна из 1-х гидравлич. электростанций (ГЭС), запущенная в 1896 на Павловском прииске в Ленском золотоносном бас., являлась также 1-й рус. станцией, питающей высоковольтную линию электропередач (ЛЭП). Из-за недостаточного объема водохранилищ зависимость ленских станций от естеств. стока рек усиливалась, поэтому выработка электроэнергии на протяжении года значит. колебалась. Для обеспечения бесперебойного электроснабжения в маловодные периоды здесь построили тепловую электростанцию мощн. 600 кВт (1915). Она и 5 ГЭС работали в единой сети. Так началось использование различ. типов станций в единой системе. След. шагом в развитии технологии стало появление теплоэлектроцентралей (ТЭЦ). Тепло пара, отработавшего в паровых турбинах, ТЭЦ используют для нагрева воды, поставляемой потребителям. Это обеспечивает двукратное повышение КПД по сравнению с обычными тепловыми станциями. Первые ТЭЦ в стране появились в 1920-е гг. Широкое их распространение, в т. ч. за Уралом (за счет стр-ва новых станций и переделки ЦЭС), началось в 1930-е гг. В 1932 вступила в строй крупная ТЭЦ, обслуживавшая Кузнецкий металлургический комбинат.
В годы 1-х пятилеток энергетич. стр-во вышло на новый качеств. уровень: стали создаваться мест. энергосистемы на основе гос. район. электростанций (ГРЭС) – тепловых станций большой мощности. Первые станции такого типа были построены в Кемерове (1935), Новосибирске (1935), Артеме (1936). Первые 2 ГРЭС стали ключевыми объектами Кемеровской и Новосибирской энергетич. систем. Артемовская ГРЭС включилась в параллел. работу с Владивостокской гос. электростанцией (ВГЭС-1), что составило основу дальневост. энергосистемы (район. упр-ние «Дальэнерго» появилось в 1937).
К кон. 2-й пятилетки ГРЭС обеспечивали более 50 % произв-ва сиб. электроэнергии, вместе с пром. тепловыми станциями (при отд. предприятиях) – более 80 %. За 1928–40 произв-во электричества в Сибири выросло в 88 раз (в СССР – в 18 раз). Доля Сибири в общесоюз. произв-ве в 1940 достигла 5,1 %, в 1945 – 12 %. После войны наращивание мощности ГРЭС продолжилось. В 1946 началось стр-во Южно-Кузбасской ГРЭС – на то время крупнейшей за Уралом. Ее мощность (500 МВт) позволяла поставлять электричество за пределы мест. энергосистемы. В 1950-е гг. начали строить самую круп. тепловую станцию Вост. Сибири – Назаровскую ГРЭС (1,4 ГВт). Наращивание мощностей осуществлялось и дальше. Сургутская ГРЭС-2, работающая на зап.-сиб. газе (сдана в эксплуатацию в 1985–88), одна из крупнейших ТЭС мира, ее установленная мощн. 4,8 ГВт.
Мощные электростанций послужили базой для перехода от мест. энергосистем к объединенным регион. системам. В 1954 Новосибирская и Омская энергосистемы начали работать параллельно. К 1959 относится создание в Кемерове объединенного диспетчер. упр-ния (ОДУ) Сибири, а в 1960 Кузбасская энергосистема по 1-й в Сибири ЛЭП-220 (220 кВ) начала параллельную работу с Новосибирской и Омской энергосистемами, – появилась объединенная энергосистема (ОЭС) Сибири. В 1961 в единую сеть были включены уже 6 энергор-нов от Кузбасса до Байкала. В кон. 1963 вступили в строй 1-е сиб. ЛЭП пропускной способностью 500 кВ: Братск–Тайшет и Назарово–Кузбасс. Это позволило перевести ОЭС Сибири с вр. связей на постоянные. В 1976 введенная в эксплуатацию ЛЭП-220 Хабаровск–Приморская ГРЭС соединила энергосистемы «Дальэнерго» и «Хабаровскэнерго». Образовалась ОЭС Востока, работу к-рой регулировало ОДУ Востока (Хабаровск). Создание круп. энергетич. хоз-ва в Тюменской обл. связано с пуском в 1972 Сургутской ГРЭС-1 (мощн. к 1983 – 3,3 ГВт). В 1979 из состава энергосистемы «Свердловскэнерго» выделилась «Тюменьэнерго», работу к-рой регулировало ОДУ Урала. После запуска Сургутской ГРЭС-2 и Нижневартовской ГРЭС (1993, мощн. 880 МВт; с 2003 мощность увеличена до 1,6 ГВт) «Тюменьэнерго» стала одной из крупнейших в стране мест. энергосистем.
Объединение позволило перераспределять энергию между энергоизбыточными (Красноярская, Хакасская, Иркутская) и энергонедостаточными энергосистемами (Омская, Новосибирская, Томская, Алтайская, Кузбасская, Бурятская, Читинская). Выгода от совмест. работы состоит также в возможности организовать перетоки энергии между регионами с учетом разновременности максимумов электр. нагрузки в разных часовых поясах, а также обеспечить взаимопомощь на случай ремонтов и аварий.
Структура сиб. Э. существенно отличается от общероссийской. По состоянию на 2000 в России 67,5 % общего произв-ва электричества приходится на тепловые станции, ГЭС обеспечивают 18,5 %, АЭС – 14 %. За Уралом атомная энергетика большой роли не играет, зато ГЭС производят более 40 % энергии, обеспечивают до 50 % генерирующих мощностей. Значение ГЭС в Сибири столь велико, что для предотвращения потери энергоресурса на ГЭС в летний и паводковый периоды производится частичная разгрузка крупнейших тепловых станций. Масштаб. вовлечение в хоз. оборот водных энергоресурсов Азиат. России началось в 1950-е гг.: в 1-й пол. 1950-х гг. запустили стр-во 4 ГЭС, в т. ч. Красноярской и Братской, во 2-й пол. 1950-х гг. – Мамаканской и Вилюйской ГЭС (обе – в зоне вечной мерзлоты). В 1962–63 начали стр-во еще 1 ГЭС на вечной мерзлоте (Усть-Хантайскую) и 2 ГЭС, вошедшие в четверку крупнейших, – Усть-Илимскую и Саяно-Шушенскую. Совокупная мощность крупнейшего в мире Ангаро-Енисейского каскада достигает 22 ГВт. Освоение гидроресурсов здесь наиб. эффективно: уд. капиталовложения в 2–3 раза ниже, себестоимость электроэнергии в 4–5 раз меньше, чем в европ. части страны. В целом по сумме различ. источников выработка электричества в Сибири на треть дешевле по сравнению с общерос. показателями.
В 1965 на долю ГЭС приходилось 65 % установленной мощности электростанций ОЭС Сибири, в 1970 – 45 %. В Иркутской энергосистеме этот показатель достигал 67 %. За 1950–70 произв-во электричества в Сибири выросло в 14,5 раза, уд. вес региона в сов. энергетике повысился почти вдвое – до 16,1 %. Развитие Э. происходило в Сибири опережающими темпами по отношению к др. отраслям пром-ти. В 1960-е гг. в нек-рых энергоемких произв-вах (добыча угля) еще существовал дефицит электроэнергии, к-рый не могла покрыть ОЭС Сибири. А с кон. 1970-х гг. сиб. энергия стала использоваться за пределами региона. В 1978, через 9 лет после создания Центрального диспетчерского управления (ЦДУ) СССР, ОЭС Сибири включилась в параллел. работу с Единой энергосистемой (ЕЭС) страны.
Гидравлич. специализация обусловливает особое место ОЭС Сибири в единой системе. Мощностью ГЭС можно быстро и сильно варьировать. В отличие от АЭС (нагрузка на к-рые должна быть постоянной) и ТЭЦ (разгоняющихся относительно медленно) ГЭС способны существенно увеличить объемы выработки в считанные минуты, покрывая пиковые нагрузки. Поэтому для ЕЭС крайне важно включение в ее работу гидрогенерации Сибири. В сов. время связь между энергосистемами Европ. России и Сибири осуществляли 2 ЛЭП-500, проходящие по тер. Казахстана (была построена, но не использовалась на полную загрузку и ЛЭП-1150). После распада СССР (наряду с совмест. использованием этих линий 2 странами) началось стр-во транзита на 500 кВ от Новосибирска до Омска.
В то же время обшир. территории Азиат. России не охвачены единой энергосистемой. Вне ЕЭС осталась ОЭС Востока. Ряд менее значит. изолированных энергосистем действуют на Сахалине, Чукотке, Камчатке, в Якутии. В изолир. системах используются источники энергии, не характерные для Сибири в целом. На Чукотке в зоне вечной мерзлоты (2 тыс. км на север от Магадана) действует 1 из 9 (по состоянию на 2007) рос. АЭС – Билибинская, единственная за Уралом. Пром. ток она дала в 1974. По мощности (48 МВт) она на 2 порядка уступает большинству АЭС, но сочетает произв-во электроэнергии и тепла (т. е. типологически принадлежит к АТЭЦ).
Использование атомных энергоисточников для теплофикации вошло в перечень осн. задач Минатома России как перспективное направление развития. В целом принятая в 2003 энергетич. стратегия России закрепила курс на преим. развитие атомной энергетики (поставлена задача увеличить долю АЭС в произв-ве электричества с 15 до 21 %). В проекте Генеральной схемы размещения объектов электроэнергетики до 2020 г. предусматривается ввод в Томской обл. 2 реакторов общей мощн. 2,3 ГВт.
Камчатка лидирует в стране по произв-ву электроэнергии за счет источников горячих подземных вод. В 1967 здесь начала работать Паужетская геотермальная электростанция (ГеоЭС), ее совр. мощн. – 11 МВт. В 1999 вступила в эксплуатацию Верхне-Мутновская станция (12 МВт); в 2002 в энергосистему полуострова включилась 1-я очередь Мутновской ГеоЭС мощн. 50 МВт (полная проектная мощность – более 200 МВт). Геотермальная энергетика обеспечивает до 25 % потребности Камчатской обл. в электричестве, развивается она и на Курильских о-вах. На о-ве Кунашир с 1993 действовала опытно-пром. геотермальная электростанция «Омега-500» (500 кВт), а в 2001 поставлен под нагрузку 1-й энергоблок ГеоЭС «Менделеевская» мощн. 1,7 МВт (полная мощн. – 3,6 МВт). Ведется стр-во подобной электростанции («Океанская») на о-ве Итуруп на склонах вулкана Баранского.
Для более полного использования в Сибири подземных вод в 1960-е гг. разработали технологию бинарного цикла, в к-ром горячая вода служит лишь одним из используемых источников энергии. Оснащенная фреоновой турбиной Паратунская опытно-пром. ГеоЭС на Камчатке (1965, мощн. 750 кВт) стала 1-й в мире электростанцией на низкокипящем рабочем теле.
С 1995 на о-ве Беринга Камчатской обл. действуют 2 ветроэнергетич. установки мощн. по 250 кВт. В 2002 пущена в эксплуатацию ветроэнергетич. станция мощн. 2,5 МВт на Чукотке.
В послед. десятилетие XX в. в развитии Э. наблюдались кризисные явления. В 1992 состоялось акционирование отрасли: появилось Российское акционерное общество энергетики и электрификации «ЕЭС России» (РАО «ЕЭС»). Начиная с 1992 бюджет. финансирование объектов энергетики почти прекратилось, они стали выживать за счет собств. источников. Увеличивался износ оборудования. Перспективному развитию энергетики уделялось недостаточно внимания. Суммарное произв-во электроэнергии ТЭС, ГЭС и АЭС сократилось с 1008 млрд кВт.ч в 1992 до 879 млрд кВт.ч в 2000. Острый энергетич. кризис во 2-й пол. 1990-х гг., особенно зимой 2000/01, переживало Приморье. Для его преодоления в 2001 рук-во страны объединило энергетич. компании Приморья (а затем и др. дальневост. энергосистем) под упр-нием Дальневосточной энергетической управляющей компании. Окончат. преодолению кризиса способствовал пуск в 2003 1-го энергоблока Бурейской ГЭС, достроенной за гос. счет. В др. регионах гос. вложений оказалось недостаточно для поддержания генерирующих мощностей. В 2000 ОЭС Сибири ввела в работу оборудования на 126 МВт, а списала устаревшего – на 480 МВт. В результате при с начавшемся росте энергоемких произв-в (цвет. металлургия, лесохим. пром-ть, нефтегазовый комплекс) для Сибири (как и для ЕЭС в целом) может возникнуть проблема дефицита электричества.
Стремясь привлечь к восстановлению отрасли частн. капитал, пр-во начало реформу энергетики, направленную на ликвидацию монополии РАО «ЕЭС» и разгосударствление Э. В 2001 было принято соотв. постановление пр-ва; начало реформе положил Закон «Об электроэнергетике» (2003). Основополагающий принцип реформы – внедрение конкуренции. Регион. энергетич. объединения разделили на генерирующие, сетевые и сбытовые части. Генерирующие мощности оказались распределены между объединенными генерирующими компаниями (ОГК) и территор. генерирующими компаниями (ТГК). В состав 6 частн. ОГК и гос. ГидроОГК вошли круп. электростанции (независимо от места расположения); 14 ТГК объединили менее мощные тепловые электростанции из сопредельных регионов. Федер. сетевая компания и диспетчер. упр-ние магистральными сетями остались в руках гос-ва. Ближайшим к рядовому потребителю звеном энергосистемы становятся «гарантирующие поставщики», деят-ть к-рых регулируется гос-вом.
В наименьшей степени принцип свободного рынка внедрен на Д. Востоке: мощности 5 акцион. об-в региона объединили в Дальневосточную энергетическую компанию (ДЭК), осн. подразделениями к-рой являются Дальневосточная генерирующая компания и Дальневосточная распределительная сетевая компания. ДЭК работает в 5 субъектах РФ: – Хабаровском и Приморском кр., Амурской обл., Еврейской АО, а также на юге Респ. Саха (Якутия). С 2007 ДЭК – единый закупщик, формирующий прогнозы и контролирующий общую потребность в электр. энергии по Д. Востоку.
В 2006 вступили в силу правила оптового и розничного рынков электроэнергии, заложившие принципы конкурентного ценообразования, к-рое к 2011должно распространиться на всю оптовую торговлю электроэнергией. В 2006 с успехом прошло первое в энергетике размещение доп. акций ОГК-5. Объем привлеченных частн. средств составил 459 млн долл. США, – это больше, чем все гос. вложения за предшествующие 20 лет. Реформа РАО «ЕЭС» стала важнейшим событием в рос. Э. нач. XXI в., определившим основания развития отрасли на длительный промежуток времени.
Лит.: Жимерин Д.Г. Развитие энергетики СССР. М., Л., 1960; Алексеев В.В. Электрификация Сибири. Историческое исследование: В 2 ч. Новосибирск, 1973, 1976; 90 лет Владивостокской ТЭЦ-1. Тепловые сети ОАО «Дальэнерго». Владивосток, 2002; Регионы России: Стат. ежегодник. М., 2000–2005.
А.К. Кириллов, В.Н. Чурашев