1 概况
俄罗斯(全称俄罗斯联邦)位于欧亚大陆的北部，地跨东欧北亚的大部分土地，国土面积 1 707.5 万 km2。2000 年 7 月统计人口为 1.46 亿。
俄罗斯有丰富的能源资源。煤炭探明储量为 2 020 亿 t，石油探明储量为 72 亿 t，天然气探明储量为 50 万 亿 m3，石油和天然气主要分布在西伯利亚和乌拉尔地区。技术可开发水能资源为 23 000 万 kW （10 754 亿 kW.h/a），经济可开发水能资源为 8 520 亿 kW.h/a,其中 84.6% 在亚洲境内，15.45% 在欧洲境内。
截止 2001 年 1 月 1 日,全俄装机容量为 21 393 万 kW，2000 年全俄总发电量为 8 760 亿 kW.h。
2 电力工业管理体制及机构
1988 年以前，前苏联对国有电力工业实行政府部门动力电气化部和地区电管局的 2 级管理体制。发电厂、输变电企业、供电企业、热力网企业是地区电管局的下属单位，具有法人地位，实行内部经济核算。1988 年后，地区电管局被撤销，组建电力联合公司。原属地区电管局领导的发电厂和其他企业不再具有法人地位。而且电力联合公司所管辖范围与所在地区或自治共和国的管辖范围完全一致，成为另一种政府部门和电力联合公司对电力工业的 2 级管理体制。1991 年苏联解体后，俄罗斯逐步建立由政府部门和股份公司对电力工业实行政府部门职能管理和股份公司依靠合同、股份控制和托拉斯控制的管理体制。
3 装机容量与发电量
俄罗斯电力工业在 20 世纪 80 年代前 5 年发展比较迅速，装机容量和发电量的年增长率分别为 3.5% 和 3.6%，后 5 年速度减慢，相应的年增长率分别为 1.7% 和 2.4%。90 年代受国内经济环境的影响，装机容量停留在 21 000 万 kW 水平上，上下略有波动，发电量减少到 80 年代初的水平。
4 用电构成
随着经济增长和人民生活水平的提高，80 年代用电量的平均增长率为 2.8%。90 年代由于经济衰退和人民生活水平的下降，1999 年与 1990 年相比，用电量减少 31.5%。在用电构成中，工业(包括建筑)用电和交通运输用电比重呈下降趋势，农业用电比重和包括生活、商业用电以及发电厂厂用电和输配电损耗在内的其他用电比重呈增长趋势。
5 发电能源构成
火电比重呈下降趋势，水电比重变化不大，核电比重迅速增加，1985 年上升到 10%，2000 年上升到 15%。
6 火电
60～80 年代俄罗斯采取发展大容量高参数火电机组、建设大容量火电厂和发展热电联产的方针。到 80 年代后期和 90 年代，由于体制改革和前苏联解体，该方针的实施暂停。
6.1 火电机组
25 万 kW 供热机组和 30 万 kW 及以上容量的凝汽式机组均为超临界压力(24 MPa)机组。第 1 台 25 万 kW 供热机组于 1972 年在莫斯科第 22 号热电厂投入运行。第 1 台 30 万 kW 和 50 万 kW 机组均于 1963 年分别在切列佩特和纳扎罗夫火电厂投入运行。第 1 台 80 万 kW 和 120 万 kW (单轴)机组分别于 1971 年在斯拉维扬斯克火电厂和 1980 年在科斯特洛姆火电厂投入运行。1998 年共有 77 台 30 万 kW 机组，是凝汽式电厂的主力机组。
6.2 火电厂
至 1998 年底，俄罗斯建成 100 万 kW 以上的大容量火电厂 36 座，其中热电厂 8 座，200 万 kW 以上的凝汽式电厂 13 座，
36 座大电厂的总容量为 6 765.6 万 kW，占俄罗斯火电厂装机容量的 48.4%。热电厂占火电厂总装机容量的 44%。
俄罗斯承接前苏联火电燃料构成的变化趋势，煤和重油的比重下降，天然气的比重上升。
7 水电
自前苏联解体后，俄罗斯的水电建设进展缓慢，系统调峰任务仍然大部分由火电厂承担，按 1998 年 12 月出现的一个年最高负荷的典型日负荷曲线的数据，水电调峰比例仅为 35.9%，火电占 63.1%，核电占 1%。为了更经济地解决调峰任务，俄罗斯计划加快抽水蓄能电站的建设。
至 1998 年底，俄罗斯建成 100 万 kW 以上的大型水电站 13 座，其中 11 座是在 50～70 年代建设的。
8 核电
在切尔诺贝利事故后，受反核舆论的影响，俄罗斯放慢核电的发展，对所有运行核电厂(包括反应堆)进行改进，以保证其安全性。完成改进工程所需费用预计 54 亿 美元。1986～1999 年期间，新增核电装机容量为 470 万 kW，年平均增长率为 1.7%。在发电能源构成中，1998 年核电比重上升到 12.5%。表 9 为 1998 年底俄罗斯的 9 座核电厂 29 台核反应堆的情况。
9 输配电和电网
1991 年底前苏联解体后，于 1992 年成立俄罗斯统一电力系统，统一电力系统是俄罗斯电力工业的主体,目前,由全国 77 个地区电网中的 68 个组成了 7 个联合电网(IPS-Interconnected Power System )。这 7 个联合电网分别是：中部、中伏尔加、乌拉尔、西北、北高加索、西伯利亚和远东。其中远东联合电网没有与其它联合电网相连，仍然是独立运行。统一电力系统的实际容量备用,以 1999 年 11 月 24 日的最大负荷 12 630 万 kW 为例，为 7.1%。
尽管俄罗斯的装机容量在 90 年代有所下降，电力网的输电与变电仍然进一步发展。至 2001 年 1 月1 日，俄罗斯输电线路总长为 2 665 109 km。110 kV 以上输电线长度和降压变电站容量在 1985～1990 年期间平均每年增加 11 836 km 和 1956 万 kVA，在 1990～1995 年期间平均每年增加 4 256 km 和 806 万 kVA。大部分联合电网的骨干网架是采用 220～500 kV 电压等级，只有西北和中部联合电网中采用了 330～750 kV 电压等级。在前苏联时期为了加强西伯利亚与乌拉尔两个联合电网之间的网架联系，曾经架设了 1 条 1 150 kV 的超高压输电线路。由于这个线路途径另一个国家（哈萨克斯坦共和国），管理维护困难。目前只是时断时续地降至 500 kV 运行。至 2000 年 1 月 1 日，各个联合电网间的联络线的输送能力见图 2 所示，表 10 和表 11 分别为俄罗斯 1998 年架空线路长度和变电站的容量。
各联合电网间的联系比较薄弱，因此可以说，俄罗斯电网的特点是输电距离大，网架输电线路导线截面积过小，因而限制了联络线的互换容量，无法实行全网的经济运行。最典型的事例就是西伯利亚电网中丰富的水电往往在丰水期无法送往乌拉尔联合电网而被迫弃水。
10 电力工业改革现状
10.1 电力工业特点
目前，俄罗斯电力工业具有以下特点：
（1） 俄罗斯国内电源分布的不均匀性反映了工业生产力和居民分布的不均匀性：即欧洲部分占 50% 以上，乌拉尔约占 20%，西伯利亚约占 20% 以上，远东地区约占将近 6%；
（2） 在不同地区电源结构的差别非常大：西伯利亚的水电比重最大，约占整个装机容量的 49.2%；核电集中在西北、中部和中伏尔加 3 个联合电网中；火电则集中在中部、乌拉尔、西北、西伯利亚和远东联合电网；
（3） 火电厂中燃用的燃料结构差别也非常明显：欧洲部分和乌拉尔地区主要燃用天然气，而在西伯利亚和远东地区则全部是采用煤炭作燃料；
（4） 在北方和远东地区，由于居民生活采暖的需求，热电厂占有相当大的比重，热电厂为全国提供了 30% 以上的供热量。
10.2 俄罗斯电力工业目前存在的问题
(1) 投资严重不足，正常的设备维修都无法进行，更谈不上技术改造和建设新项目。据莫斯科电力公司 2001 年 6月的统计，其固定资产平均老化率已经达到45%～47%；
(2) 电能、热能生产技术指标严重恶化，发电厂厂用电率加上网损率到 1998 年已达 23.1%。电价中固定燃料成本近 10 年来上升了 11%，其中 1/4 是来自标准煤耗的上升，3/4 是来自燃料价格的上涨。电力工业全行业的利润率从 1993 年的 25.5% 降到了 1999 年的 11.3%；
(3) 绝大多数电力公司的财务指标不断恶化，多年来大量用户拖欠的电费累积已达 1 250 多亿卢布（几乎相当于控股公司一年的收入），不少亏损的电力用户不得不用产品来抵电费，因此使得电力公司的财务状况日益严峻；
(4) 国家对电力工业的调控功能不完善。俄罗斯中央政府对电力工业的规范化调控系统实际上在国家转型期间已被完全破坏，目前执行的仍是前苏联时期的旧规范，但它又不符合新的经济结构。此外电价形成的机制老化而且不完善，因此各级用户都怨声载道。国家对电力工业中的国有资产等也没有进行切实有效的管理；
(5) 电力系统功能的可控性和有效性大大地降低了，这是因为电力公司（联合电网）间财务结算的危机经常发生，造成统一电力系统的调度运行方式非常不合理和不经济，据世界银行评估，由于这一原因俄罗斯电力行业每年至少损失 10 亿美元以上；
(6) 在俄罗斯的很多地区，发电厂的燃料供应以及对用户的能源供应的可靠性都下降了；
(7) 电工设备制造和电力工程项目建设的潜力和科技水平下降了；
(8) 电力行业缺乏对电力企业进行有效管理的软件和硬件系统。
10.3 电力批发市场和消费市场
建立电力批发市场的目的是在竞争机制作用下保证安全和经济供电。电力批发市场的卖主主要是控股公司的子公司和参股公司，买主（除部分电力出口外）主要是 60 个电力不足的供电公司和 11 个大型电力供应用户。电力消费市场的买主主要是地区内以工业用户为主（占 46%）的电力用户。1998 年的平均电价为 13.49 戈比/(kW.h)。
10.4 电力工业改革现状
俄罗斯电力体制改革始于 1992 年，经历了 4 个大的阶段：
10.4.1 第1次电力改革（1992 年～1994 年）
1992 年，俄罗斯电力系统经历了一次激进式改革，"一夜之间"实现了股份制，由国家所有制转变成股份制，俄罗斯统一电力系统股份公司(RAO)正是在这种形势下成立的。
在第一次电力改革时，形成了两个电力市场：趸售市场和零售市场。出售趸售电能的市场主体是火电厂、水电厂和功率过剩的地区电业局。由联邦调控委员会负责调控趸售电价，地区调控委员会负责调控零售/居民电价，每季度审核一次。买卖双方在趸售市场的中央调度局订立销售合同，合同由联邦委员会审核批准，联邦委员会不仅审核合同，同时也调控电价。
10.4.2 第2次电力改革（1995 年～1997 年）
1995 年～1997 年，俄出台了又一个改革方案，但由于论证不够充分，遭到社会各界的强烈反对，所以没有得到实施。
10.4.3 第 3 次电力改革（2000 年 6 月～2000 年 12 月）
2000 年 6 月，RAO出台了一个新的改革方案。该方案打算放弃国家控股的统一电力公司的国家垄断地位，将下属发电厂出售改造为独立的发电公司(核电除外)，国家只保留电网、调度控制权，停止干预电价，在电力的生产和销售环节展开竞争，由市场自由定价，发电公司之间实行竞价上网。该方案的出台引起全国上下的热烈讨论，并遭到许多专家的反对。
10.4.4 第 4 次电力改革（ 2000 年 12 月至今）
2000 年 12 月 15 日，俄政府为电力工业改革召开了专门的会议。2001 年 1 月 7 日，俄总统普京决定成立电力工业改革工作组，指定托穆斯基州州长为工作组组长，工作组的成员来自各个不同单位，代表不同的利益集团，任务是在现有的俄罗斯电力改革方案的基础上，吸取国外改革的经验，最终形成一个改革方案。此外，还成立了一个 6 人总统顾问委员会。普京总统委托包括科学院、州政府、电力工业部、原子能工业部等在内的 11 个代表不同利益的单位，提出 11 个改革方案，考虑照顾到各方面的利益。在这 11 个方案的基础上，将讨论形成最后的方案。
俄罗斯政府 5 月 19 日通过了电力改革基本方针草案，确定了一个在国家控制下平稳地向建立有竞争的电力市场过渡的方案。这一方案的出发点是，必须保证国家利益，使统一的电力供应系统能够可靠运转。
该方案有 2 个主要原则：(1) 在电力改革进程中，政府保持对电力工业的控制；(2) 政府保持对电力工业垄断部分(电网、中央调度和地区间调度)的影响。
从 2001 年开始并持续到 2004 年，这一阶段的任务是为建立市场做大量准备工作，对电力企业进行重组，但所有的机构改革将发生在俄统一电力系统股份公司的内部，并且由政府控制。具体内容为：由统一电力系统股份公司直接控制的电厂将合并成 5～7 个发电子公司，由地区控制的电厂将合并成 50～60 个子公司。所有输电网将统一由一个单一的联邦网络运行机构管理。地区和联邦调度部门将统一成一个单一的联邦调度单位。
从 2004 年起逐步放开电力市场，垄断企业统一电力系统股份公司退出电力生产和销售领域。电力市场开放后，电价将比现在高1倍多。整个电力改革预计 8～10 年完成。
11 俄罗斯统一电力系统股份公司(RAO)
1991 年 2 月前苏联成立燃料动力部，12 月前苏联解体后，在国有企业私有化股份化改造高潮中，1992 年8月由燃料动力部组建了俄罗斯统一电力系统股份公司，其主要任务是保证俄罗斯统一电力系统的运营和发展以及国家对电力工业的职能管理。原有的地区电力联合公司改组为地区电力股份公司，大型水火电厂改组为统一电力系统股份公司的子公司或分支机构或租给地区电力股份公司。核电厂属国有核电公司管理，与统一电力系统股份公司只有调度和合同关系。
俄罗斯统一电力系统股份公司拥有 440 座发电厂，总装机容量超过 19 700 万 kW，其中包括 2 100 万 kW 的核电站，年发电量 7 870 亿 kW.h。输电线路总长度为 301.8 万 km。共有 74 个电、热供应商。所发电量送进联邦电力批发市场。表 12 为统一电力系统股份公司从 1997～2000 年的总发电量及装机容量等指标。
由于大型水火电厂均归RAO所有，实际上各地方电力股份公司所属电网均为缺电电网，都需向RAO所组建的联邦批发电力市场购买电力以满足本地区的用电需求。RAO与地区电力股份公司之间的电力电量买卖关系是合同关系。最初进入联邦电力批发市场的有地区电力股份公司和核电站。但核电站归国有核电公司管辖，由RAO调度。
统一电力系统股份公司 51% 的股份在政府的控制之下，地区电力股份公司 49% 的股份归统一电力系统股份公司所有，不少于 20% 的股份出售给公民，部分股份分配给各地方政府，电力职工也分配到一部分股份。目前，统一电力系统股份公司有 30% 的股份属于外国，主要是美国。董事长的变动需要有 75% 的股东投票决定。
统一电力系统股份公司对其子公司实行 2 种管理方式：一是控股管理，经过董事会与每个地区电力股份公司的经理签定合同；二是对拥有 100% 股份的企业，进行直接管理。