Электроэнергетика

Электроэнергетика
Электроэнергетика – базовая отрасль российской экономики
Российская электроэнергетика и ее место в мире
Основные этапы развития отечественной электроэнергетики
Структурная перестройка электроэнергетики России в 1990-е годы
Реформирование электроэнергетики в 1998—2008 гг.
Реформирование электроэнергетики в 1998—2008 гг.
Техническая база российской электроэнергетики
Электропередача
Оперативно-диспетчерское управление
Примеры рынков электроэнергии
Особенности розничного рынка электроэнергии США
Уроки, вытекающие из обобщения опыта и функционирования рынков электроэнергии
Синхронная зона ЕЭС/ОЭС
Торгово-экономическое сотрудничество российской электроэнергетики
Реформа электроэнергетики в России
Организация реформирования электроэнергетики
Переход к конкурентным рынкам
Организационно-экономическая структура отрасли электроэнергетики
Операционная деятельность
Применение модели товарно-денежных потоков
Основные субъекты рынка электроэнергии
Распределительные сетевые компании
Организации коммерческой инфраструктуры
АО-энерго - энергосистемы изолированных регионов
Задачи реформирования энергосистем Дальнего Востока
Система государственного регулирования в электроэнергетике
Сфера и методы тарифного регулирования в современной электроэнергетике
Стимулирующее регулирование
Система регулируемых тарифов в российской электроэнергетике
Тарифы на услуги по передаче электрической энергии
Недискриминационный доступ к услугам естественных монополий
Антимонопольное регулирование рынка электроэнергии
Методы антимонопольного регулирования
Прогнозирование и проектирование развития электроэнергетики
Системное проектирование электроэнергетики
Система рынков в электроэнергетике
Основы построения оптового и розничных рынков
Узловое ценообразование
Балансирующий рынок
Рынок мощности
Рынок системных услуг
Финансовые права на передачу
Розничный рынок электрической энергии
Особенности оптового рынка в российской электроэнергетике
Особенности российского розничного рынка электроэнергии
Рынки сервисов
Рынок тепловой энергии и его взаимосвязь с рынком электроэнергии
Особенности рынков тепловой энергии в России
Управление надежностью в электроэнергетике
Обеспечение надежности Механизмы управления надежностью
Рынок системных услуг и основные направления повышения надежности
Атомная энергетика
Атомная энергетика занимает важное место в энергетике России.
Экологические проблемы эксплуатации АЭС
Концепция экологической безопасности АЭС
Природоохранные технологии на АЭС
Отработаное ядерное топливо
Демонтаж АЭС по окончании ее нормальной эксплуатации
Геотермальная энергетика
Электромашиностроение и электротехника
Особенности экологических проблем ТЭС и ГЭС, пути их решения
Проблема эмиссии парниковых газов

Основные этапы развития отечественной электроэнергетики

Становление и развитие отечественной электроэнергетики в период до 1990 года

Электроэнергетика как отрасль промышленности зародилась в России в конце XIX в. Первоначально электроэнергию вырабатывали с помощью электрохимических источников (батарей), затем получили распространение генераторы, приводимые в движение поршневыми паровыми либо гидравлическими двигателями. На электростанциях небольшой мощности использовались двигатели внутреннего сгорания. Наиболее распространенными видами топлива в то время были мазут и каменный уголь. Электростанции строились для снабжения энергией конкретных объектов (промышленных предприятий, элеваторов, элементы городского хозяйства) и работали изолированно друг от друга. Электроэнергия передавалась на незначительные расстояния: электростанции соединялись с потребителем линиями длиной не более 1—2 км. При этом использовались невысокие значения напряжения. Случаи использования напряжения выше 10 кВ в России носили единичный характер (к 1913 г. протяженность подобных высоковольтных линий составляла 109 км).

Единые стандарты отсутствовали: применялись постоянный, однофазный переменный, трехфазный переменный ток; частоты и напряжения в сетях различались. Начиная с 1890-х гг. получили распространение центральные электростанции, обеспечивавшие освещение и транспорт в крупных городах. Крупнейшей из электростанций России до первой мировой войны стала московская тепловая электростанция (ТЭС мощностью 58 МВт).

К последнему предвоенному 1913 году суммарная установленная мощность электростанций России составила 1,1 тыс. кВт, выработка электроэнергии — около 2 млрд. кВт.час, что соответствует показателям одного энергоблока современной крупной электростанции.

В ходе Первой мировой и Гражданской войны электроэнергетическое хозяйство было в значительной мере разрушено. Принципиально новым этапом развития отрасли стал послевоенный план ГОЭЛРО — государственный план электрификации России. В его утвержденном в 1921 году виде план ГОЭЛРО выходил за рамки электроэнергетики и представлял собой комплексный стратегический план развития экономики страны на базе ее электрификации. План предусматривал: Программу А — использование и восстановление существующих электростанций; Программу В — строительство новых электростанций; Программу С — развитие экономики на основе электрификации на перспективу 10—15 лет.

Основными принципами плана ГОЭЛРО являлись: концентрация производства электроэнергии на крупных станциях с централизацией энергоснабжения потребителей; согласование строительства мощностей с развитием экономики данного региона; развитие электрических сетей; создание крупных энергосистем. Если раньше станции, как правило, располагались рядом с потребителями, то в соответствии с планом ГОЭЛРО их стали строить у крупнейших местных источников энергии (месторождений топлива, лучших створов рек). Каждая станция создавалась для энергоснабжения потребителей на определенных территориях. Поэтому станции получили название электроцентралей или государственных районных электростанций (ГРЭС). Необходимость снабжения множества потребителей требовала укрупнения мощностей. Некоторые станции, предусмотренные планом ГОЭЛРО, относились к крупнейшим в Европе (Шатурская ГРЭС мощностью 100 МВт, Каширская ГРЭС — 60 МВт), а ДнепроГЭС стал крупнейшей на то время гидроэлектростанцией мира (560 МВт).

Исходя из предусмотренного планом ГОЭЛРО опережающего роста электроэнергетики по сравнению с другими отраслями (за 10—15 лет планировалось увеличить мощность электростанций вдесятеро при росте промышленного производства максимум в два раза) требовалось освоить новые источники энергии и соответственно изменить структуру энергобаланса: более широко использовать низкокалорийные виды топлива (на протяжении 1920-х гг. доля торфа в структуре топливного баланса выросла в 3 раза и превысила 40 %) и гидроэнергетические ресурсы (мощность гидроэлектростанций составляла 37 % от суммарных вводов).

Централизация энергоснабжения и последующее объединение электростанций потребовали развития инфраструктуры передачи электроэнергии и создания систем оперативно-диспетчерского управления. Электростанции крупных городов стали работать на общую сеть. К 1922 г. подобной сетью были объединены семь электростанций Московского региона и пять электростанций в Ленинграде (Санкт-Петербург). Первые подобные сети создавались на напряжения 20—35 кВ. К концу 1920-х гг. системообразующими стали линии 110 кВ; первая из них — Каширская ГРЭС — Москва — введена в строй в 1922 г. На базе таких линий вокруг крупных городов создавались кольца с радиальными ответвлениями, соединяющимися с вновь сооружаемыми электростанциями. Протяженность линий напряжением свыше 10 кВ превысила 2000 км, т.е. возросла на порядок по сравнению с довоенным уровнем.

Для управления энергосистемами создавались диспетчерские центры. Первые диспетчерские службы возникли в 1926 г. в Московской и Ленинградской энергосистемах, в 1930 г. — в Донецкой и Уральской.

Еще одна задача развития отрасли в период реализации плана ГОЭЛРО — внедрение комбинированной выработки электроэнергии, тепла и централизованного теплоснабжения. Первый теплопровод введен в строй в 1924 г. на Ленинградской ГРЭС-3; первая теплоэлектроцентраль (ТЭЦ) открыта в 1928 г. в Москве.

План ГОЭЛРО в целом был успешно выполнен, хотя и осуществлялся с отступлениями. В итоге его реализации суммарная мощность электростанций в 1931 г. составила почти 4 млн. кВт, выработка электроэнергии — 10,6 млрд. кВт.час, в общей сложности построено 30 электростанций.

Следующий период развития электроэнергетики — со времени выполнения плана ГОЭЛРО (начало 1930-х гг.) до начала Великой Отечественной войны (22 июня 1941 г.). На этом этапе темпы развития отрасли ускорились, электроэнергетика росла опережающими темпами по сравнению с другими отраслями Советской экономики. В 1931 г. объем ввода новых мощностей впервые превысил 1 млн. кВт в год. К середине 1930-х гг. производство электроэнергии увеличилось на порядок по сравнению с довоенным уровнем 1913 года. Вместо тридцати районных электростанций, предусмотренных планом ГОЭЛРО, к середине 1930-х гг. было введено сорок.

В крупнейших промышленных районах вокруг ГРЭС окончательно сформировались мощные (по тем временам) энергосистемы: к 1935 г. шесть крупнейших энергосистем имели годовую выработку свыше 1 млрд. кВтæч каждая. Мощность Московской энергосистемы к середине 1930-х гг. достигла 900 МВт, Уральской — 650 МВт. Начался процесс объединения энергосистем: вначале линиями 110 кВ (энергосистем Центра и Юга), затем — 220 кВ. Первой такой линией стала электропередача Нижне-Свирская ГЭС — Ленинград протяженностью 240 км, а первая межсистемная линия 220 кВ объединила энергосистемы Приднепровья и Донбасса.

Рост мощности и дальности передачи, усложнение энергосистем, уплотнение графика нагрузки предъявляли новые требования к надежности и вызвали необходимость решения целого ряда научно-технических и технологических проблем. В начальный период развития сетей внедрялись импортные противоаварийные устройства. Одновременно началось интенсивное развитие отечественной научно-технической и производственной базы электроэнергетики. В 1930-е гг. стали разрабатываться линии электропередачи на напряжении 380 кВ и выше. Началось внедрение новых средств линейной и системной автоматики. Развивалось собственное производство агрегатов электростанций. При этом на порядок возросли их показатели: если к концу 1920-х гг. максимальная единичная мощность паровых турбин отечественного производства составляла 10 МВт с параметрами пара 2,6 МПа и 375 °С, то в 1930-х гг. максимальная единичная мощность агрегатов достигла 100 МВт, параметры пара — 14 МПа при 500 °С. Столь высокие показатели носили единичный характер (ТЭЦ-9 Мосэнерго), и серийные агрегаты имели параметры 2,2—3,5 МПа, 400—425 °С.

К середине 1930-х гг. страна в основном отказалась от импорта энергетического оборудования. Развитие отечественного энергомашиностроения позволило распространить практику наращивания мощности действующих станций. В 1930-х гг. мощность целого ряда ГРЭС была существенно увеличена по сравнению с уровнем, заложенным в плане ГОЭЛРО. К примеру, мощность Шатурской ГРЭС возросла с 44 до 200 МВт, Ленинградской ГРЭС-5 — с 30 до 111 МВт, а мощность крупнейших ГРЭС (Зуевская, Новомосковская) к концу 1930-х гг. достигла 350 МВт.

В этот же период обозначились новые тенденции развития отрасли. Заметно изменилась структура энергобаланса. Возросла доля гидроэнергии: к 1935 г. при общей мощности районных электростанций 4338 МВт мощность ГЭС достигла 900 МВт. Была поставлена задача перехода на более эффективные виды топлива. В 1930 г. было принято решение увеличить удельный вес донецкого угля, ограничив использование торфа для производства электроэнергии. В то же время электростанции, построенные на месторождениях низкокалорийного топлива, стали применять новые технологии, позволявшие обеспечить приемлемую эффективность (камерный или пылевой способ сжигания твердого топлива, подсушка торфа, высокотемпературный подогрев воздуха и др.).

В 1930-е гг. развивались (как массовые явления) централизованное теплоснабжение и комбинированная выработка электрической и тепловой энергии. Первые ТЭЦ нередко строились в составе крупных промышленных предприятий, сооружались и «отдельные» ТЭЦ (московские, ленинградские, казанская и др.) Мощность теплофикационных турбин к 1940 г. достигла 25 МВт. В эти годы зона охвата территории централизованным теплоснабжением составляла не более 5 км. К 1940 г. общая протяженность тепловых сетей не превышала 650 км.

К концу 1930-х гг. были утверждены на государственном уровне новые приоритеты развития отрасли: отказ от повсеместного наращивания единичной мощности электростанций; переход к строительству небольших и средних тепловых станций; рост удельного веса гидроэнергии; широкое развитие ветровых энергетических установок, включая создание отечественного производства соответствующего оборудования и т.д. Однако их реализация была прервана из-за начавшейся войны. Часть намеченных в нем приоритетов (снижение единичной мощности, развитие ветроэнергетики) не была реализована и после Великой Отечественной войны.

В годы Великой Отечественной войны значительная часть энергетического потенциала была разрушена: установленная мощность электростанций сократились более чем на 40 %; было выведено из строя 10 тыс. км линий высокого напряжения свыше 10 кВ. Однако уже в военное время началось восстановление отрасли. К 1945 г. протяженность сетей превысила довоенный уровень, а суммарная мощность генерации СССР достигла довоенного уровня и превысила его в 1946 г. При этом изменились территориальные пропорции: увеличился удельный вес производства энергии на не затронутых военными действиями территориях, прежде всего на Урале, где объем выработки электроэнергии возрос в 2,5 раза и превысил четверть объема энергии, генерируемой во всей стране.

В послевоенные годы электроэнергетика в количественном и качественном отношениях быстро развивалась. В 1947 г. СССР вышел на второе место в мире после США по производству электроэнергии. К 1950 г. установленная мощность электростанций достигла 19,6 ГВт против 11,2 ГВт в 1940 г.

Произошли конструктивные изменения в энергостроительстве: появились типовые и серийные проекты; получили распространение тепловые электростанции с энергоблоками. На этой основе начиная с 1950 г., стало строиться большинство ТЭС. Комбинированная выработка электрической и тепловой энергии стала повсеместным явлением. К середине 1950-х гг. удельный вес ТЭЦ достиг почти трети суммарной мощности ТЭС.

В послевоенные годы активно внедрялись системы удаленного и автоматического управления процессами производства и передачи электроэнергии: противоаварийные устройства, устройства телемеханики управления подстанциями и ГЭС, новые средства связи для оперативно-диспетчерского управления и т.д. Автоматизируются технологические процессы ТЭС.

К концу 1940-х гг. крупнейшие ТЭС достигли мощности 400 МВт, турбоагрегаты на 100 МВт стали типовыми. В начале 1950-х гг. появились турбоагрегаты мощностью 150 МВт, впервые установленные в 1953 г. на Черепетской ГРЭС. Мощность крупнейших электростанций в 1950-е гг. достигла 750 МВт. Увеличение единичной мощности стало одним из факторов резкого повышения темпов прироста мощностей. На протяжении 1950-х гг. суммарная установленная мощность электростанций выросла почти на 47 ГВт, т.е. более чем втрое.

Во второй половине 1940-х и в 1950-х гг.: было введено более 13,5 ГВт гидроэнергетических мощностей. В итоге к 1960 г. установленная мощность всех ГЭС составила 14,8 ГВт, т.е. 22 % суммарной мощности всех электростанций. В 1949—1950 гг. было принято решение о строительстве крупнейших для того времени волжских, камских и сибирских ГЭС (проекты сооружения гидроузлов на реках Волге и Каме разрабатывались еще в 1930-е гг.). В начале 1950-х гг. началось строительство Иркутской, Куйбышевской, Сталинградской (впоследствии Волжской) гидроэлектростанций, в середине 1950-х гг. заложены Братская и Красноярская ГЭС.

В предвоенные годы развивались ранее созданные и формировались новые региональные энергосистемы, начался процесс их объединения на параллельную работу. В 1940 г. создана Объединенная диспетчерская служба Верхневолжских энергосистем (Горьковской, Ивановской и Ярославской) и Оперативно-диспетчерское управление Юга. В условиях военного времени в 1942 г. образовано Объединенное диспетчерское управление (ОДУ) Урала. В 1944 году воссоздана Объединенная диспетчерская служба Юга (впоследствии ОДУ Юга). В 1945 году организовано ОДУ Центра, обеспечившее управление параллельной работой Верхневолжских энергосистем с Московской.

Важный этап развития энергетики — ввод в эксплуатацию Волжских ГЭС и дальних электропередач 400—500 кВ. В 1956 г. введена в эксплуатацию первая электропередача 400 кВ Куйбышев — Москва. Ввод в работу этой электропередачи позволил присоединить на параллельную работу с энергосистемами Центра Куйбышевскую энергосистему района Средней Волги. Этим было положено начало объединению энергосистем различных районов и созданию ЕЭС европейской части СССР. В 1957 г. создано ОДУ ЕЭС европейской части СССР.

Во второй половине 50-х гг. завершился процесс объединения энергосистем Закавказья и продолжилось объединение энергосистем Северо-Запада, Средней Волги и Северного Кавказа. В конце 50-х — начале 60-х гг. созданы ОДУ Северо-Запада, Средней Волги, Северного Кавказа, Сибири и Средней Азии.

Формирование ЕЭС страны потребовало создания высшей ступени иерархии диспетчерского управления. В 1969 г. создано Центральное диспетчерское управление — ЦДУ ЕЭС СССР.

В 1970 г. начался новый этап развития энергетики страны — формирование ЕЭС СССР. В 1972 г. в состав ЕЭС СССР вошла ОЭС Казахстана (без Алма-Атинской и Южно-Казахстанской энергосистем, которые входили в состав ОЭС Средней Азии). В 1978 г. с введением в эксплуатацию связи 500 кВ Сибирь — Казахстан — Урал присоединилась на параллельную работу ОЭС Сибири. В этот период от сетей ЕЭС осуществляется экспорт электроэнергии в Монголию, Финляндию, Турцию и Афганистан. Через преобразовательную подстанцию постоянного тока в районе г. Выборга ЕЭС СССР соединилась с энергообъединением Скандинавии NORDEL.

В 1962—1987 гг. вводятся в эксплуатацию ВЛ 400-750 кВ, по которым синхронизируются энергосистемы Венгрии, ГДР, Польши, Чехословакии, Румынии и Болгарии.

С пуском в 1954 г. первой в мире атомной электростанции в г. Обнинске открылась эра атомной энергетики, в последующие десятилетия заметно изменившей структуру энергобаланса и саму энергосистему страны.

Период 60—80-х гг. характеризуется нарастающим вводом мощностей на АЭС в европейской части страны, повышением единичных мощностей генерирующего оборудования, ростом уровней напряжения линий электропередачи. В 1980 году на Костромской ГРЭС введен в эксплуатацию энергоблок 1200 МВт, в конце 80-х гг. сооружается магистральная электропередача 1150 кВ Итат — Кокчетав — Кустанай.

Мощность наиболее крупных электростанций составила: АЭС — 4000 МВт; ТЭС — 4000 МВт; ГЭС — 6400 МВт. Суммарная мощность всех электростанций страны в 1987 г. составила 334,5 млн кВт, годовая выработка — 1665 млрд кВт.час.

В 1960-е гг. началось активное техническое перевооружение тепловой энергетики: внедрялись высокоэкономичные энергоблоки на закритические параметры пара. К концу десятилетия средний удельный расход топлива снизился до 336—364 г/(кВт•ч). Наблюдался кратный рост единичной мощности вводимых энергоблоков на ТЭС и ГЭС: в 1960 г. появился (впервые на Южно-Уральской ГРЭС) энергоблок 200 МВт; в 1961 г. на Братской ГЭС введен гидроагрегат мощностью 225 МВт; в 1963 г. на Черепетской и Приднепровской ГРЭС введены первые энергоблоки мощностью 300 МВт, 24 МПа, 565 °С; в 1967 г. — гидроагрегаты 500 МВт на Красноярской ГЭС, в 1968 г. — энергоблок 500 МВт на Назаровской ГРЭС и двухвальный энергоблок на 800 МВт на Славянской ГРЭС.

Укрупнение энергоблоков позволило повысить средние темпы прироста мощностей, которые вышли на максимальный уровень (в диапазоне 8 – 11 ГВт в год), сохранявшийся в течение 1970-х — первой половины 1980-х гг. (за исключением отдельных «рекордных» 1970 и 1975 гг., когда прирост превысил 12 ГВт). С середины 1960-х гг. до середины 1980-х гг. мощности увеличивались примерно на 100 ГВт за десятилетие.

Стала меняться структура топливного баланса: если до начала 1960-х гг. доминирующим топливом для тепловых электростанций был уголь, то затем все больший удельный вес стал приобретать мазут.

Атомная энергетика стала приобретать промышленные масштабы. В 1964 г. были введены в эксплуатацию два энергоблока с водо-водяными реакторами (ВВЭР) на Белоярской и Нововоронежской АЭС. Во второй половине 1960-х гг. введены следующие энергоблоки на этих АЭС. Максимальная мощность энергоблоков, введенных на АЭС в эти годы, составила 365 МВт, а суммарная мощность атомных электростанций к концу десятилетия превысила 1 ГВт.

Все большая концентрация мощностей и объединение межрегиональных энергосистем потребовали интенсивного строительства магистральных линий сверхвысокого напряжения (протяженность ЛЭП 500 кВ к концу 1960-х гг. превысила 10 тыс. км), а также освоения новых классов напряжения. Начало последнему процессу положено в 1962 г., когда вступила в строй первая очередь опытно-промышленной передачи постоянного тока 800 кВ Волгоград—Донбасс. В 1967 г. была введена в эксплуатацию опытно-промышленная линия на 750 кВ Конаковская ГРЭС—Москва. В эти же годы начались исследования возможности строительства линий ультравысокого напряжения — 1150 кВ переменного и 1500 кВ постоянного тока.

В 1960-е годы завершено создание крупнейшего в Европе Волжско-Камского каскада ГЭС; заложены крупнейшие до настоящего времени в России ГЭС на реке Енисей — Саяно-Шушенская и Красноярская. К началу 1970-х гг. сформировался каскад ГЭС на реке Ангара (Братская, Иркутская, Усть-Илимская). Красноярская ГЭС достигла проектной мощности 6 ГВт в 1971 г. Гидроагрегаты Саяно-Шушенской ГЭС начали вводить в эксплуатацию с 1978 г.

В 1970-е гг. начинается сооружение первых гидроаккумулирующих электростанций (ГАЭС). Однако, в отличие от многих развитых стран, их удельный вес в отечественной электроэнергетике остался незначительным. Были построены Киевская, Загорская (Московская область) и Кайшадорская (Литва) ГАЭС.

1970-е — первая половина 1980-х гг. стали периодом формирования ЕЭС страны и энергообъединений с соседними странами. В 1972 г. к ЕЭС европейской части СССР присоединилась ОЭС Северного Казахстана. Началось формирование ЕЭС Средней Азии. В 1973 г. к ОЭС Северо-Запада на параллельную работу присоединилась Кольская энергосистема. С вводом в 1975 г. ЛЭП 750 кВ Ленинград—Конаково была усилена межсистемная связь ОЭС Центра и Северо-Запада. В 1978 г. завершилось строительство линии 500 кВ, соединившей на параллельную работу энергосистемы европейской части страны и Сибири. Возникли также энергообъединения со странами Восточной Европы, Монголией, Скандинавскими странами и Финляндией, причем ЕЭС СССР с 1979 г. стала работать параллельно с ОЭС большинства соседних социалистических стран. Было создано энергообъединение «Мир» с центральным диспетчерским управлением межгосударственными перетоками в Праге. Создание ЕЭС и энергообъединений с системами других государств повысило надежность энергоснабжения страны.

В 1970-е — первой половине 1980-х гг. в развитии атомной энергетики произошли существенные сдвиги. АЭС превратились в системообразующие элементы ЕЭС европейской части страны, что стало возможным благодаря росту их единичной и установленной мощности до наибольших в отрасли значений (появились энергоблоки единичной мощностью до 1000 МВт в 1975 г. и до 1500 МВт в 1983 г.; установленная мощность крупнейших АЭС достигла 4 ГВт), а также благодаря развитию линий сверхвысокого напряжения, позволивших выдавать возросшую мощность АЭС в сеть. В эти годы началось освоение промышленных атомных реакторов на быстрых нейтронах. В 1972 г. завершилось сооружение опытно-промышленной АЭС с реактором БН-350 в городе Шевченко (западный Казахстан). В 1980 г. пущен третий энергоблок Белоярской АЭС с усовершенствованным реактором на быстрых нейтронах БН-600. В результате активного ввода мощностей на АЭС их доля в суммарной мощности генерации страны в течение 1970-х гг. возросла от 0,6 до 4,7 % (12,5 МВт), а в 1980-е гг. мощность АЭС увеличилась более чем в 3 раза (до 38 МВт), и доля АЭС в суммарной мощности генерации достигла 11 %. Высокие темпы развития атомной энергетики не превышали средние для промышленно развитых стран показатели (к 1980-м гг. доля выработки на АЭС достигла десятой части мирового производства электроэнергии).

Вместе с тем выяснилось, что капитальные затраты на сооружение АЭС во многих случаях превосходят выгоды от меньшей текущей себестоимости «атомной» электроэнергии по сравнению с энергией традиционных ТЭС. Сложнейшей (и до сих пор не до конца решенной) стала проблема утилизации отработанного ядерного топлива. Выяснилось также, что реакторы на быстрых нейтронах, на которые делалась ставка при развитии АЭС обходятся заметно дороже традиционных. Во второй половине 1980-х гг. под влиянием катастрофы на Чернобыльской АЭС ввод мощностей АЭС в нашей стране и в ряде других государств приостановился.

Авария 26 апреля 1986 г. на четвертом энергоблоке Чернобыльской АЭС по своим последствиям стала беспрецедентной в истории энергетики. Основными ее причинами стали особенности конструкции одноконтурного уран-графитового реактора РБМК-1000, в частности, его органов управления; ошибки персонала. Эти факторы учтены при модернизации оборудования и схем управления на других АЭС, оснащенных подобными реакторами первого поколения (в России — Ленинградская, Курская, Смоленская). В дальнейшем на действующих АЭС реакторы этого типа планируется выводить из эксплуатации, поэтапно замещая их энергоблоками следующего поколения.

В 1970—1980-е гг. произошли качественные изменения в тепловой энергетике на органическом топливе.

Наблюдавшиеся с 1960-х гг. изменения в топливном балансе ТЭС в 1980-е гг. приобрели радикальный характер: доля газа увеличилась с 23,6 до 54,2 % за счет снижения до 28 % доли угля и до 16,5 % (вдвое) — мазута. В этот период началось формирование территориально-промышленных комплексов на базе важнейших месторождений дешевого топлива, включающих крупные ТЭС. К таким проектам относится строительство Экибастузских ГРЭС на открытых месторождениях бурого угля, Сургутских ГРЭС на газе Западной Сибири, Березовской ГРЭС на углях Канско-Ачинского бассейна. Некоторые из построенных в этих районах объектов относятся к числу крупнейших ТЭС мира (Сургутская ГРЭС-2 мощностью 4,8 ГВт и Экибастузская ГРЭС-1 мощностью 4,0 ГВт). Подобная концентрация производства стала возможной за счет дальнейшего увеличения мощности энергоблоков ТЭС. Получили распространение одновальные блоки на 800 МВт (головной введен в 1975 г. на Запорожской ГРЭС), которые установлены в том числе на крупнейших ТЭС. В 1970—80-е гг. введено 18 энергоблоков на 800 МВт и 15 — на 500 МВт. В 1980 г. на Костромской ГРЭС пущен энергоблок на 1200 МВт, крупнейший на территории бывшего СССР до сих пор.

В 1970—80-е гг. стало расширяться применение газотурбинных технологий производства электроэнергии. Стационарные газовые турбины (ГТУ) создавались в СССР с конца 1940-х гг., однако к началу 1970-х гг. было введено в эксплуатацию лишь около 20 газотурбинных установок общей установленной мощностью не более 400 МВт. ГТУ, изготовленные до конца 1960-х гг., имели различные технические недостатки, не позволявшие развернуть их серийное производство. Тогда же на тепловых электростанциях устанавливались турбины нового типа. Первая из них (головная ГТ-100-750-2) введена в 1970 г. на Краснодарской ГРЭС. Новые турбины, созданные на базе авиационных и судовых двигателей, имели мощность от 35 до 150 МВт и были установлены на Невинномысской, Якутской, Ивановской и Симферопольской ГРЭС, ГРЭС-3 Мосэнерго, на плавучих электростанциях типа «Северное сияние». Однако в целом газотурбинные технологии в советской энергетике существенно отставали от мировой практики. Этот фактор и слабые стимулы к энергосбережению привели к стратегическому отставанию нашей страны в парогазовой технологии. Массовый переход к парогазовой технологии в передовых энергетиках мира развернулся уже в 1980-х гг. В России первый современный парогазовый блок введен лишь в 2000 г. на Северо-Западной ТЭЦ. С учетом высокой доли газа в топливном балансе отечественной электроэнергетики это отставание стало особенно болезненным.

Не получило развития в значимых для экономики масштабах использование нетрадиционных источников энергии, таких как ветровые, солнечные, геотермальные, приливные установки, сжигание бытовых отходов. Имеются лишь единичные прецеденты: в 1966 г. на Камчатке введена в строй Паужетская геотермальная электростанция мощностью 11 МВт; в 1968 г. на севере Кольского полуострова построена экспериментальная Кислогубская приливная электростанция мощностью менее 0,5 МВт; в 1985 г. в Крыму вступила в строй солнечная башенная электростанция мощностью 5 МВт. Задача развития малых электростанций ставилась начиная с 1930-х гг., тем не менее относительные масштабы малой энергетики даже несколько сократились. К концу 1950-х гг. в стране действовало более 10 тысяч ГЭС местного значения мощностью до 10 МВт, десятки тысяч ветровых установок мощностью до 30 кВт. Впоследствии значительная часть этих объектов перестала действовать. Таким образом, малая и нетрадиционная энергетика получила существенно меньшее развитие, чем в Дании, Германии, Испании, США и других странах, где ее удельный вес в общей выработке электроэнергии к концу 1980-х гг. составлял 1—10 %. Коренная причина недостаточного развития малой энергетики в СССР, а затем и в России — искусственно заниженная цена электроэнергии, которая оказывает глубинное дестимулирующее воздействие на возникновение любых альтернативных видов электроэнергетики.

Со второй половины 1980-х гг. темпы развития отрасли замедлились. Среднегодовой темп прироста мощностей снизился до 6,5 ГВт в год, а к 1991 г. объем ввода генерирующих мощностей составил 2460 МВт, т.е. примерно четверть объема ежегодного ввода в 1960—1980-х гг. В конце десятилетия начались организационные изменения в электроэнергетике. До 1988 г. все электростанции, предприятия электрических и тепловых сетей на территории страны были формально самостоятельными юридическими лицами, подчиненными районным энергетическим управлениям (РЭУ). Согласно Генеральной схеме управления электроэнергетикой, утвержденной в 1988 г., РЭУ ликвидировались. На их базе были созданы производственные объединения энергетики и электрификации (ПОЭЭ), а все предприятия, ранее подчинявшиеся РЭУ, теряли статус юридического лица и становились структурными подразделениями ПОЭЭ. Границы ПОЭЭ были приведены в соответствие с административными границами субъектов Федерации, подчас разделяя функционально единые энергетические объекты (например, магистральные линии), хотя некоторые предприятия сохранили межрегиональный характер. На территории РСФСР было создано семь территориальных энергетических объединений (ТЭО), ставших органами административно-хозяйственного управления Минэнерго СССР. В подчинение ТЭО переданы ПОЭЭ, ОДУ и другие предприятия и организации регионов. Вместо прямой купли-продажи электрической энергии между смежными энергосистемами Министерством энергетики и электрификации СССР был создан механизм продажи избытков электроэнергии ПОЭЭ с участием во взаиморасчетах ОДУ и ЦДУ.

Электроэнергетика страны к концу 1980-х гг. достигла высоких результатов по количественным и ряду качественных показателей. К ним следует отнести создание единой энергосистемы континентального масштаба с развитыми сетями сверхвысоких напряжений. Это позволило добиться высокой системной надежности при более низких нормах резервирования мощностей, чем во многих других государствах. Несмотря на отдельные инциденты (например, авария 31 мая 1979 г., в ходе которой произошло кратковременное отделение трех крупнейших энергосистем от ЕЭС страны), все же не было системных сбоев, сравнимых по масштабу и последствиям с крупнейшими авариями в развитых западных странах (к примеру, с аварией 1965 г. на северо-востоке США).

Атомная и традиционная энергетикаю Экологические проблемы