ДИПЛОМ
Тема: «Разработкатехнологии обоснования предельных уровней тарифа на товар (услугу) предприятияестественной монополии»
Введение
Реформирование электроэнергетики в Россиипривело к образованию такого специфического товара как электроэнергия.Электроэнергия не обладает таким основным свойством присущим остальным товарам,как накопление и возможность удовлетворения растущего спроса запасами. Все этопривело к образованию определенного рынка электроэнергии, учитывающегоособенности электроэнергии как товара.
Разделение рынка на оптовый и розничныйпривело к необходимости создания конкурентной среды между производителями наоптовом рынке. В процессе реформирования электроэнергетики рынок постепеннопроходит этапы перехода от регулируемого к нерегулируемому, основанному наестественной конкуренции между производителями электроэнергии. Возникаютразличные виды взаимоотношений между производителями и оптовыми потребителямиэлектроэнергии, что на данном этапе развития привело к образованию:
• рынка«за день вперед»,
• рынка«реального времени».
Одной из целейреформирования рынка электроэнергии было создание эффективного рынка электроэнергии,что помогло бы решить задачу привлечения инвестиций в отрасль. Однако тогопотока инвестиций который ожидался до сих пор не произошло, одна из причинэтому – неэффективное государственное регулирование отрасли и в том числетарифов.
Так же все это привело к тому, что нет четкого регулированиятарифов на передачу электроэнергии, только в последнее время, данная проблемастала регулироваться посредствам организации новых служб по тарификации инового законодательства. Но до сих пор тарифы на электроэнергию в некоторыхобластях формируются самостоятельно, и нет четкого трафика, что приводит кочень существенной разнице в ценах на электроэнергию.
Необходимость определения особенностей ценового регулированияв реструктурируемой электроэнергетике, обоснование системы инструментоврегулирования этого сектора c учетом происходящих в отрасли процессов, совершенствованияметодов расчета тарифов на услуги по передаче электроэнергии делает актуальнойтему диплома. Так же разработка единой технологии обоснования предельныхуровней тарифа на электроэнергию, смогла бы урегулировать тарифное образованиеи убрать большую разницу между тарифами разных областей на электроэнергию. Необходимопрежде всего ценовое регулирование электроэнергии, это потребует пересмотра егооснов, в частности отказа от директивного регулирования конкретных сегментов ивведения стимулирующего регулирования. Так же это потребует усиленного контроляза исполнением данных программ правительства и нормативно-правовогорегулирования тарифов.
Объектом данного дипломного исследования является рынокэлектроэнергии.
Предметом диплома является регулирование тарифов на рынкеэлектроэнергии.
Цель данной работы: разработать технологию обоснованияуровней тарифа на электроэнергию.
Задачи данной дипломной работы:
1) Провестианализ сложившейся управленческой ситуации в области передачи электрическойэнергии;
2) Разработатьбазовые составляющие технологии обоснования тарифа на товарную услугуестественной монополии;
3) Рассмотретьсертификацию в области электроэнергии;
4) Рассмотретьправила обеспечения безопасности передачи электрической энергии по сетям;
5) Оценитьэффективность внедрения разработки тарифа на услугу по передаче электроэнергии.
Научный аппарат дипломной работы: теории микро- имакроэкономики, эволюционный анализ развития различных концепций теориигосударственного регулирования рынка электроэнергии и образования на немтарифов.
Результаты дипломной работы:
1) Анализрынка электроэнергии;
2) Технологияобоснования тарифа на услугу естественной монополии
3) Анализнормативно-правовой базы и сертификации в области электроэнергетики
4) Анализправил безопасности при передаче электроэнергии по сетям.
5) Внедрениетарифа и оценка эффективности от его внедрения.
Научная новизна дипломной работы заключается в следующем:
1) Наоснове анализа теоретических концепций государственного регулированияэкономики, представленных в эволюционном развитии, и проведенного обзора опытагосударственного регулирования естественных монополий определены наиболеезначимые концептуальные подходы к разработке методов и моделей государственногорегулирования естественных монополий, в частности регулирования монопольныхцен: модели альтернативной конкуренции, ценовой дискриминации,многокомпонентных тарифов, затратных и стимулирующих методов ценообразования.
2) Врезультате системного анализа современных институциональных условийдеятельности естественных монополий, в частности методов ценового регулированиятарифов на услуги естественных монополий, выявлены системные ошибки и недостаткидействующих методов расчета тарифов на услуги по передаче электроэнергии.Сделан вывод, что действующие методы регулирования тарифов на услуги попередаче электроэнергии, предполагающие ежегодный пересмотр ставки тарифа,исключают возможность перспективного ценового регулирования. Альтернативойэтому должно стать введение новых методов регулирования тарифов на передачуэлектроэнергии, способствующих открытию электросетей для пользованияпотребителями и привлечению в них инвестиций с целью устранения очаговнеэффективности.
3) Выявленыособенности устранения очагов неэффективности в работе электросетей.Разработана методика регулирования тарифов на услуги по передачеэлектроэнергии, содержащая стимулы для подключения потребителей к формированиютарифов.
Достоверность результатов работы достигнута посредствомкорректного использования достоверной исходной информации, примененияположительно зарекомендовавших себя теорий и практического управленческогоопыта.
Практическая ценность результатов дипломного проекта:Результаты исследования могут быть применены при разработке проектов измененийв действующие законодательные акты Российской Федерации, затрагивающие вопросыгосударственного регулирования электроэнергетики, а также в методическиеуказания Федеральной службы по тарифам.
При написании данной дипломной работы мы использовалиследующие научные материалы и источники:
1) Тукенов А.А. «Рынокэлектроэнергии: от монополии к конкуренции»
2) Журнал «Энергорынок» №№9,10,11,12 2007 г.
3) Данные Федеральной антимонопольнойслужбы Российской Федерации.
4) Законодательство Российской Федерации вобласти тарификации услуг естественных монополий.
5) Рукописи по естественным монополиямразличных ученых.
Работа состоит из введения, 5 глав, заключения и спискалитературы. В первой главе проводим анализ рынка электроэнергетики, ирассматриваем теорию и практику по вопросам обосновании и разработки тарифа науслуги естественной монополии. Во второй главе разрабатываем базовыесоставляющие технологии обоснования тарифа на товарную услугу естественноймонополии. В третьей главе рассматриваем вопросы стандартизации и сертификациипроцесса передачи электроэнергии. Четвертая глава затрагивает вопросы правилобеспечения безопасности передачи электроэнергии по сетям. И в пятой главе мыоцениваем эффективность внедрения разработки. В заключении мы делаем выводы поработе.
1. Анализ сложившейся управленческой ситуации вобласти передачи электрической энергии
1.1 Анализрынка передачи электроэнергии
Структура оптового рынка электроэнергии РФ
Оптовый рынок электрической энергии и мощности (ОРЭ)представляет собой систему договорных отношений совокупности его участников(субъектов), связанных между собой единством технологического процессапроизводства, передачи, распределения и потребления электроэнергии в России.Субъектами рынка являются организации, осуществляющие куплю-продажуэлектроэнергии (мощности) и (или) предоставляющие инфраструктурные услуги наоптовый рынок электроэнергии и мощности.
За организацию купли-продажи электроэнергии на оптовом рынке(торговой системы оптового рынка) отвечает, созданное в соответствии сФедеральным законом «Об электроэнергетике», Некоммерческое Партнерство«Администратор торговой системы оптового рынка электроэнергии и мощности» – НП«АТС». Система расчетов между участниками рынка обеспечивает клиринговаякомпания, учрежденная НП «АТС» – ЗАО «Центр финансовых расчетов».
В течение переходного периода оптовая торговляэлектроэнергией (мощностью) на рынке осуществляется в двух секторах: секторесвободной торговли и регулируемом секторе. В рамках регулируемого сектора такжеосуществляется купля-продажа отклонений между фактическим и запланированнымпроизводством (потреблением) электроэнергии – балансирующий рынок.
Потребители, вышедшие в регулируемый сектор рынкаэлектроэнергии могут приобретать 100% электроэнергии на оптовом рынке. Объемыпланового потребления таких участников включаются в ежегодно утверждаемый ФедеральнойСлужбой Тарификации (ФТС) России баланс электроэнергии и мощности. Данныепотребители вправе приобретать 30% своего объема на секторе свободной торговлипо нерегулируемым ценам.
Производители электроэнергии (генерирующие компании) продаютпроизводимую ими электроэнергию на регулируемом секторе в объеме, включенномФСТ России в баланс электроэнергии и мощности. Дополнительные объемы в размередо 15% от установленной мощности генерирующего оборудования электростанцийпроизводители электроэнергии (генерирующие компании) вправе продавать в секторесвободной торговли.
Потребители, вышедшие только на сектор свободной торговли(т.н. «частичные» участники сектора свободной торговли), могут приобретать до 30%требуемого объема электроэнергии на секторе свободной торговли понерегулируемой цене. Остальной объем электроэнергии такие потребителиприобретают на розничном рынке, как правило, у сбытовой компании,образовавшейся в процессе реорганизации АО-энерго.
Потребители сектора свободной торговли и регулируемогосектора вправе приобретать весь объем электроэнергии соответственно нарозничном рынке или регулируемом секторе. Такая возможность ограничивает ростцены сектора свободной торговли, как правило, до цены регулируемого секторарынка.
Структура рынка электроэнергии в 2008 году.
Генерация Инфраструктура Сбыт
1 ЧТГК ФСК Гарантирую-
6 тепловых ОГК Системный оператор щие постав-
1 Гидро ОГК МРСК (холдинг) + 4–5МРСК щики
Росэнергоатом АТС независимые
Производители
Изолированные
АО-энерго
Ремонты
Другие сервисы
ОГК – оптовые генерирующие компании
ТГК – территориальные генерирующие компании.
МРСК – межрегиональная сетевая компания.
ФСК – Федеральная сетевая компания.
Таким образом мы видим, что на данный момент послереформирования рынка электроэнергии мы имеем из генерирующих компаний 1 частнуютерриториальную генерирующую компанию, 6 тепловых тепловых оптовых генерирующихкомпаний, 1 гидро оптовых генерирующих компаний и компания Росэнергоатом. Вданный момент времени Все энергокомпании объединяют в МРСК, например делаютодну компанию МРСК Урала, у которой главный офис находится в городеЕкатеринбург, а все энергокомпании на Урале – это ее филиалы, например как филиалв городе Перми, который раньше был отделением Пермэнерго.
Реформирование электроэнергетики.
В соответствии с законодательством об электроэнергетике, всекомпании, совмещающие естественно-монопольные и потенциально конкурентные видыдеятельности, должны их разделить. К потенциально конкурентным видамдеятельности относятся производство и купля-продажа электроэнергии, кестественно – монопольным – оказание услуг по передаче электрической энергии иоперативно-диспетчерскому управлению. В соответствии с данной нормой,направленной на развитие конкуренции, все компании, совмещающие указанные видыдеятельности, должны их разделить. Федеральная антимонопольная служба России, всоответствии с решениями Межведомственной комиссии по реформированиюэлектроэнергетики, осуществляет мониторинг процессов разделения видовдеятельности, оказывает содействие компаниям электроэнергетики в целяхобеспечения выполнения требований законодательства, а также ведетразъяснительную работу среди таких компаний.[1]
Советом директоров ОАО РАО «ЕЭС России» утверждены проектыреформирования 67 из 72 АО-энерго. Полностью завершена реализация 60% проектовреорганизации АО-энерго (43 компании). Базовый проект реформирования АО-энергопредполагает разделение активов каждой компании на 4 общества:
– генерирующую компанию (ГК),
– энергосбытовую компанию (ЭСО),
– распределительную сетевую компанию (РСК),
– магистральную сетевую компанию (МСК).
Также функции оперативно-диспетчерского управления,осуществляемые региональными диспетчерскими управлениями (РДУ) были ранеепереданы от АО-энерго ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» – системному оператору.
Активы нескольких АО-энерго будут консолидированы втерриториальные генерирующие компании (ТГК), активы ЭСО будут находиться вуправлении ТГК, активы РСК АО-энерго на территории федеральных округов будутобъединены в межрегиональные распределительные компании (МРСК), МСК будутобъединены в холдинг Федеральной сетевой компании – ОАО «ФСК ЕЭС».
Все указанные компании – ТГК, ЭСО, МРСК и ФСК ЕЭС станут илиуже стали субъектами оптового рынка электроэнергии. ТГК – в роли поставщиковэлектроэнергии, ЭСО – в роли покупателей, а МРСК и ФСК – в качествепотребителей в объемах покупки потерь электроэнергии в своих сетях.
Однако антимонопольную службу волнует поведение, преждевсего, генерирующих компаний, которые своими действиями могут ограничитьконкуренцию на оптовом рынке. Так, на базе активов АО-энерго будет создано 14ТГК. Также крупные электростанции, как правило, действующие в качествеакционерных обществ, будут объединены в – 6 «тепловых» оптовыхгенерирующих компаний (ОГК) на базе крупнейших ГРЭС, 1 ОГК на базегидроэлектростанций. Всего – 21 генерирующая компания.
Генерирующие компании сформированы с учетом максимальногоограничения рыночной силы, т.е. конфигурация разработана таким образом, чтобыкаждая из ОГК и ТГК могла оказать наименьшее влияние на цены оптового рынкаэлектроэнергии. Указанная конфигурация генерирующих компаний прошла независимуюоценку по заказу ФАС России и в целом признана как допустимая с точки зрениясоздания условий для развития реальной конкуренции на оптовом рынке.
Тем не менее, возможности для неконкурентных действий наоптовом рынке – манипуляции ценами, могут возникнуть практически у каждой изТГК или ОГК. Такие возможности будут возникать в различные периоды времени взависимости от объема спроса и предложения электроэнергии, сетевых ограниченийдля передачи электроэнергии в определенных зонах. Указанные обстоятельства всвою очередь определяются погодными условиями, графиками планового ивнепланового ремонта сетевого и генерирующего оборудования, ценами на топливо идругими факторами. Именно по этой причине основная роль в данном анализеуделена производственным и корпоративным результатам генерирующих компаний – главнымобъектам антимонопольного контроля на рынке электроэнергии.
Также среди основных итогов реформирования можно выделить:
– Начало работы сектора свободной торговли ОРЭ натерритории Сибири.
– Начало работы обновленной модели сектора отклоненийОРЭ – балансирующего рынка. Отбор поставщиков здесь производится в режимереального времени, что позволяет максимально сблизить рыночные механизмыторговли электроэнергией и технологию управления энергетическими режимами.
– Рост количества участников ОРЭ. По состоянию на конец2005 года всего присоединились к торговой системе НП «АТС» 230 участников. Изних 85 – независимые от ОАО РАО «ЕЭС Росси» организации. В торгах участвовали129 субъектов. Доля ССТ от совокупного объема генерации по территорииЕвропейской части России и Урала составила 10%, по территории ценовой зоныСибири – 2,7%.
– Принятие 7 декабря 2005 Правительством РФПостановления №738 «О порядке формирования источника средств на оплату услуг поформированию технологического резерва мощностей по производству электрическойэнергии в целях предотвращения возникновения дефицита электрической мощности»,который формирует правовую основу для гарантирования инвестиций, определяетмеханизмы отбора инвестиционных проектов при строительстве производственныхмощностей для предотвращения дефицита электрической мощности.[2]
Нормативное обеспечение реформированияэлектроэнергетики
ФАС России принимал активное участие в формированиинормативной базы реформирования электроэнергетики, а именно в согласовании:
1) Постановления Правительства РФ от 7 декабря 2005 №738 «Опорядке формирования источника средств на оплату услуг по формированиютехнологического резерва мощностей по производству электрической энергии вцелях предотвращения возникновения дефицита электрической мощности» (принятоПравительством РФ, с замечаниями ФАС России);
2) Комплексного плана реформирования электроэнергетики(готовил МЭРТ, согласован после внесения замечаний ФАС России, возвращенАппаратом Правительства на доработку с учетом декабрьского заседанияправительства по реформе);
3) Постановления Правительства РФ «Об утверждении правилфункционирования розничных рынков электроэнергии в переходном периоде реформированияэлектроэнергетики»;
4) Постановления Правительства РФ «О правилах заключения иисполнения публичных договоров на оптовых и розничных рынках электроэнергии ипримерном договоре поставки электроэнергии потребителям»;
5) Изменений в Постановление Правительства РФ от 26 февраля2004 года №109 «О ценообразовании в отношении электрической и тепловой энергиив РФ» (разработано ФСТ России, на данном этапе на согласовании в ФАС России);
6) Постановления Правительства РФ «О порядке принятия решенийФСТ России»;
7) Проекта ФЗ «Об особенностях владения, пользования ираспоряжения имуществом эксплуатирующих организаций атомных станций РФ поакционированию ФГУП «Концерн Росэнергоатом» и проекта Указа Президента РФ «Обизменении организационно-правовой формы ФГУП «Российский государственныйконцерн по производству электрической и тепловой энергии на атомных станциях»;
8) Проекта Постановления Правительства РФ «Правила осуществленияантимонопольного контроля на оптовом и розничном рынке электрической энергии(мощности)».
9) Изменений в Постановление Правительства РФ от 24 октября 2003 г.№643 «О правилах оптового рынка электрической энергии (мощности) переходногопериода», которые положили начало для функционирования сектора свободнойторговли (ССТ) во Второй ценовой зоне (зона Сибири) и балансирующего рынкаэлектроэнергии.
10) Методические указания по определению размера платы затехнологическое присоединение к электрическим сетям (утверждены Приказом ФСТРоссии от 15.02.05. 22‑э/5)
11) Приказа ФСТ России от 23 августа 2005 №392 «О присвоениистатуса субъекта оптового рынка – участника обращения электрической энергии нарегулируемом секторе оптового рынка акционерным обществам, создаваемым впроцессе реформирования организации, и исключении акционерных обществ изперечня организаций – субъектов федерального (общероссийского) оптового рынкаэлектрической энергии (мощности), тарифы на электрическую энергии для которыхустанавливаются федеральной службой по тарифам» (разработчик – ФСТ России).
Перспективы развития оптового рынкаэлектроэнергии
В соответствии с протоколом заседания Правительства РФ,запланировано проведение следующих мероприятий:
– Принятие новой модели оптового рынка, в которойнынешний регулируемый сектор будет трансформирован в сектор регулируемыхдоговоров, сектор свободной торговли – в рынок на сутки вперед. Также будетвведен рынок мощности, а затем – рынок системных услуг. Это позволит избавитьсяот ряда проблем, которые не представляется возможным решить в рамках нынешнеймодели ОРЭ, а также определить рыночную стоимость электроэнергии и получитьценовые сигналы для инвестиций, ликвидировать небаланс рынка и задать динамикупостепенной либерализации ОРЭ.
– Принятие системы антимонопольного контроля на ОРЭ, вт.ч. изменение ФЗ «Об электроэнергетике» в целях формирования правовыхоснований для эффективной системы контроля участников на рынке. Данная системабудет заложена в федеральном законе, правилах ОРЭ и регламентах администратораторговой системы.
– Утверждение Комплексного плана реформированияэлектроэнергетики, который определит стратегию и тактику реформированияэлектроэнергетики, заменив устаревшие планы и подходы, зафиксированные впостановлении Правительства №526 от 11.07.2001 г. «О реформированииэлектроэнергетики Российской Федерации»;
– Принятие правил функционирования розничного рынкаэлектроэнергии, который определит систему взаимоотношений между новымисубъектами отрасли и позволит решить значительный перечень проблем, имеющихся всфере розничного рынка в настоящее время. Также данный документ должен заложитьосновы для развития конкуренции в этом сегменте;
– Определение согласованной позиции федеральных органоввласти по вопросу обособления объектов генерации от ОАО «РАО «ЕЭС России»;
– Принятие решения о способах ликвидации перекрестногосубсидирования в электроэнергетике.
Планируется, что оптовый рынок электроэнергии будет делитьсяна 4 основных части (сегмента): сегмент долгосрочных договоров, рынок на суткивперед (спот), балансирующий рынок, рынок мощности.
Сегмент регулируемых договоров. Этот сегмент будет составлятьоснову ОРЭ. На нем будут «расторговываться» большая часть производимойэлектроэнергии. Суть сегмента заключается в том, что объемы и цены в прямыхдоговорах между производителем и потребителем будет установлена государством нанекий срок (от 1 до 3 лет). Первоначально объем регулируемого рынка будетсоответствовать объемам регулируемого сектора. И все 100% объемовэлектроэнергии участников нынешнего оптового рынка будут зафиксированы в такихрегулируемых договорах. Впоследствии данный сегмент будет ежегодно сокращатьсяза счет увеличения объемов электроэнергии, поставляемых по свободнымдолгосрочным договорам и с оптового рынка.
Рынок на сутки вперед (спот). На этом рынке будут проходитьторги на поставку электроэнергии на сутки вперед. Здесь будет формироватьсяцена электроэнергии в зависимости от ограничений по передаче электроэнергии,сетевых потерь и других параметров. Первоначально здесь будут торговатьсяэлектроэнергия в объеме отклонений от параметров, зафиксированных врегулируемых договорах.
Балансирующий рынок. Это рынок «он-лайн», на которомторгуются заявки на текущее производство или потребление на час вперед дофактического производства / потребления. На торги выставляются объемыотклонений фактического производства / потребления от запланированного порезультатам торгов на спотовом рынке.
Рынок мощности: на этом рынке будут проходить аукционы напоставку / покупку мощности электроэнергии на год, а впоследствии на 3года вперед. На данном рынке электростанции будут получать средства,компенсирующие условно-постоянные издержки, связанные с поддержанием в рабочемсостоянии генерирующего оборудования.[3]
Отдельные проблемы реформирования оптового рынка
– Перекрестное субсидирование. Является существеннымпрепятствием для развития оптового и розничного рынков электроэнергии. Какправило, размер перекрестного субсидирования «прячется» в тарифы по передачеэлектроэнергии. В результате тарифы устанавливаются «кривые», и их размер неимеет ничего общего с реальной стоимостью услуг по передаче. В регионах, где невесь размер перекрестного субсидирования удается вложить в тариф на передачу,он включается в тарифы на покупку электроэнергию на розничном рынке. Еслипервое является барьером выхода на ОРЭ, то второе – делает невозможнойконкурентные отношения на розничном рынке.
– Нарушения антимонопольного законодательства. Основнаямасса нарушений касается злоупотреблений АО-энерго или компаний, выделившихся впроцессе их реформирования. Значительная часть нарушений – действия,ограничивающие выход потребителей на оптовый рынок. Способы – необоснованныйотказ или уклонение от заключения договоров энергоснабжения, передачи илисоглашения об информационном обмене, без которых потребитель не может статьучастником ОРЭ.
Другая крупная часть нарушений – взаимоотношения АО-энерго иместных энергоснабжающих компаний. Отношения особенно обострились в процессеразделения компаний по видам деятельности. Пользуясь возможностью, сбытовыеподразделения АО-энерго стараются отнять потребителей у реформируемых местныхкомпаний (способ – отказ или уклонения от заключения или продления договора купли-продажиэлектроэнергии с местной сбытовой компанией).
– Значительный рост стоимостного небаланса оптовогорынка, который у поставщиков ОРЭ к концу года составил более 17 млрд. руб.Небаланс означает, что поставщики электроэнергии недополучают часть средств,реально затраченных на производство электроэнергии. Эта проблема – следствиеошибок в существующей модели ОРЭ, а также неверных прогнозов ФСТ приутверждении баланса электроэнергии и мощности. Такое положение вещей делаетневозможным дальнейшее существование нынешней модели оптового рынка.
Рыночная концентрация производства электроэнергиив 2005 году. Особенности определения территориальных границ рынка.
Объем производства электроэнергии в зоне централизованногоэлектроснабжения (за исключением изолированных энергосистем), попредварительным данным, составил 952,2 млрд. кВтч.
Проведение анализа рыночной концентрации оптового рынкаэлектроэнергии имеет существенные отличия от проведения анализа других товарныхрынков. Это связано со спецификой электроэнергии как товара, который неподдается хранению и спрос, на который неэластичен. Помимо этого, производство,передача и сбыт имеет различного рода ограничения технологического иинфраструктурного характера.
При проведении анализа рыночной концентрации общий подход копределению границ анализируемых рынков не может быть применен. Необходимаразработка особой методологии по их определению.
В данном анализе используется территориальное деление рынка всоответствии с Постановлением Правительства РФ от 24 октября 2003 г. №643«О правилах оптового рынка электроэнергии (мощности) переходного периода»,которое выделяет две ценовые зоны: Первая ценовая зона (зона Европы и Урала) иВторая ценовая зона (зона Сибири).
Примечание. В зоне централизованного энергоснабжениянаходятся энергосистемы, не входящие в ценовые зоны: ОЭС Дальнего Востока,энергосистемы Архангельской, Калининградской областей и Республики Коми. В силуразличных причин, прежде всего, сетевых ограничений на передачу,энергокомпании, функционирующие на этих территориях, не смогут бытьполноценными участниками оптового рынка. В силу этих обстоятельств результатыдеятельности таких компаний не учитывалась при подготовке настоящего анализа.
При этом необходимо отметить, что указанное определениетерриториальных границ рынка не является оптимальным, поскольку из-заособенностей электроэнергии как товара, а также технических и технологическихограничений, эти границы фактически являются более узкими, и будут динамическиизменяться в различные периоды времени. Решающими факторами изменений будутсетевые ограничения на передачу электроэнергии и баланс спроса и предложения вконкретных узлах расчетной модели оптового рынка. В перспективе будетразработана методика определения границ оптового рынка, которая будет основанана т.н. зонах свободного перетока электроэнергии.
Однако при любом подходе к определению границ рынка, группалиц РАО «ЕЭС России» занимает доминирующее положение на рынке производстваэлектроэнергии.
При анализе долей рынка, занимаемыми субъектами ОРЭ,необходимо учитывать, что с точки зрения антимонопольного регулирования,возможно злоупотребление субъектом своим доминирующим положением внезависимости от доли, которую субъект занимает на рынке.
Производство электроэнергии в Первой ценовой зоне (Европа,Урал)
Объем производства в Первой ценовой зоне составил 696,6 млрд.кВтч.
Доля в объеме производства генерирующих компаний входящих вгруппу лиц ОАО РАО «ЕЭС России» в Первой ценовой зоне составляет 72,11% (503,93млрд. кВтч) от общего объема производства электроэнергии в данной зоне.
Доля в объеме производства независимых от ОАО РАО «ЕЭСРоссии» компаний, действующих на территории Первой ценовой зоны (ОАО «Татэнерго»,ОАО «Башкирэнерго», ФГУП «Концерн Росэнергоатом») составляет 27,89%(192,683 млрд. кВтч). Таким образом, распределение долей в объеме производстваэлектроэнергии в 2006 г. в Первой ценовой зоне составило:
– Группа лиц ОАО РАО «ЕЭС России» – 72,11%
– ФГУП «Концерн Росэнергоатом» – 21,59%;
– ОАО «Башкирэнерго» – 3,38%
– ОАО «Татэнерго» – 2,92%.
Производство электроэнергии во Второй ценовой зоне (Сибирь)
Объем производства во Второй ценовой зоне составил 211,15млрд. кВтч.
Доля генерирующих компаний, входящих в группу лиц ОАО РАО«ЕЭС России» в данной ценовой зоне составляет 70,33% (148,5 млрд. кВтч,) отобщего объема производства электроэнергии.
Доля в объеме производства независимых от ОАО РАО «ЕЭСРоссии» компаний, действующих в данной ценовой зоне (ОАО «Иркутскэнерго»,ОАО «Новосибирскэнерго») составляет 29,62% (53,61 млрд. кВтч). Распределениедолей в объеме производства электроэнергии в 2006 г. в Первой ценовой зонесоставило:
– Группа лиц ОАО РАО «ЕЭС России» – 70,33%
– ОАО «Иркутскэнерго» – 24,4%,
– ОАО «Новосибирскэнерго «– 5,18%.
Рыночная концентрация будущих генерирующих компаний
С учетом формирования новых участников рынка – ОГК и ТГК ипланируемой в ближайшее время снижением аффилированности данных компаний с ОАОРАО «ЕЭС России» интересно экстраполировать данные по объемам производстваэлектростанций в 2005 году на будущую структуру участников рынка. Инымисловами, если бы в 2005 году участниками рынка были ТГК и ОГК, то распределениедолей рынка сложилось бы следующим образом.
В Первой ценовой зоне:
– ФГУП «Концерн Росэнергоатом» – 21,59%.
– ТГК‑3, ТГК‑9, ГидроОГК – около 9% каждая.
– ОГК‑1, ОГК‑2, ОГК‑4 – около 6%каждая.
– Доли остальных генерирующих компаний составили бы от1,5 до 4%.
Примечание: малые доли ОГК‑3, ОГК‑4 и ОГК‑5в Первой ценовой зоне, располагающих значительной рабочей мощностью, связаны стем, что их электростанции расположены в двух ценовых зонах.
Во Второй ценовой зоне:
– ОАО «ГидроОГК» – 31,22%
– ОАО «Иркутскэнерго» – 24,44%.
– ТГК‑12 (Кузбассэнерго, Алтайэнерго) – 13,1%.
– ТГК‑13 – 7,69%.
– Доли остальных компаний попадают в диапазон от 2,5 до 5%.
Рыночная концентрация во Второй ценовой зоне заметно вышеотносительно Первой. Однако данная концентрация не означает наличия большейрыночной власти лидеров – «ГидроОГК» и «Иркутскэнерго», поскольку основнойвклад в производстве электроэнергии этими компаниями вносят ГЭС, практически неимеющими возможность оказывать влияние на цены рынка.
При этом, как показало исследование ФАС России ситуациивокруг реформирования ОАО «Кузбассэнерго», ТГК на базе ее активов обладаетсущественной рыночной властью и исключительным потенциалом влияния на ценырынка в Сибири. По этой причине было принято решение исключить 2 электростанцииОАО «Кузбассэнерго» из состава ТГК‑12 и продать их.
Примечание. Предложенная экстраполяция объемов производстваэлектростанций на новых участников рынка в целях определения долей рынка такихучастников не показательна. В целевой модели конкурентного ОРЭ (в отсутствииценового регулирования и формирования балансов электроэнергии) объемы загрузкистанций, входящих в генерирующие компании могут существенно отличаться отпредставленных выше. Таким образом, и изменятся доли рынка каждой генерирующейкомпании. Более точный прогноз по загрузкам станций в различных сценарныхусловиях (наиболее вероятных) может быть представлен после анализа результатовпроекта NERA, выполненного по заказу РАО «ЕЭС России».
Потенциал роста загрузки генерирующих компаний (и,соответственно, изменение долей) можно упрощенно определить по показателюкоэффициента установленной мощности (КИУМ) электростанций, входящих в составгенерирующих компаний (на диаграммах этот потенциал выделен цветом).
1.2 Анализ теории и практики формированияпредельных уровней тарифа на передачу электроэнергии
В теории и практики формирование тарифа на передачуэлектроэнергии есть несколько методов образования тарифов на электроэнергию:
Традиционный метод «затраты плюс» – этим методом предприятиеможет возмещать в тарифах затраты операционной деятельности, капитальныезатраты и обеспечивать прибыльность акционерного и инвестиционного капитала. Структуратарифа разрабатывается так, чтобы избежать нечестной и несправедливойдискриминации. Отсюда тариф должен устанавливаться по каждому виду продажи илихарактеру услуги, что обычно требует разбивки по ним еще издержек на основекакого-либо принципа, например, объемов производства и продаж, величине прямыхиздержек, получаемых прибылей и так далее. Одобренный тариф обычно действует дотех пор, пока компания не обратится с требованием о его пересмотре, что обычнопроисходит в случае, если норма прибыли становится недостаточной. Причемпредприятия должны получать разрешение не только на повышение тарифов, но и наизменение их структуры, а в ряде случаев даже на снижение. Процедураопределения тарифа состоит из трех этапов: выявления текущих издержек,определения инвестиций и задания нормы прибыли на инвестиции. Этот методприобрел широкое распространение в таких странах, как США, Канада, Япония,Гонконг.
В России базой применения нормы рентабельности вэлектроэнергетике является полная себестоимость, или полные затраты обычнойпредпринимательской деятельности предприятия.
Данный вид ценообразования имеет свои недостатки и учитываяих мировая практика выработала следующие альтернативные методы тарифногорегулирования:
– метод предельного уровня цены;
– метод предельного уровня дохода
– метод плавающей шкалы
– метод условной конкуренции
– метод частичной корректировки издержек
– метод регулирования путем определения стимулирующихметодов, скрепленных договором
– метод целевого стимулирования
– гибридные схемы
Сегодня тарифы принимаются, как правило, отдельно для каждойсетевой организации. Со следующего года устанавливается единый «котловой» тарифна передачу электроэнергии для всех конечных потребителей в регионе, внезависимости, к какой сетевой компании – поставщику электроэнергии ониподключены[4].
Переход на рыночные отношения в энергетике не может несказаться на экономике предприятий и социальной ситуации в стране. Приразделении генерации, сбыта и транспортировки энергии значительно усложнилсяпроцесс регулирования энерготарифов. Так называемое перекрестноесубсидирование, когда промышленные предприятия берут на себя основную тарифнуюнагрузку при оплате электроэнергии, а все население платит фактически польготным расценкам, должно к 2011 году поэтапно свестись к нулю. Доля поставокэлектроэнергии по регулируемым ценам, в соответствии с постановлениемправительства России от 7 марта 2007 года, будет снижаться на 5–10 процентов заполугодие.
Новый механизм тарифообразования. который должен быть внедренв Сибирском федеральном округе, позволит ускорить формирование единогоэлектросетевого пространства, скоординировать программу развития сетей иснизить перекрестное субсидирование. Считается, что он приведет к упрощениювзаимоотношений потребителей и поставщиков. Основной же проблемой при переходена «котловой» метод считаются сложности договорных отношений между сетевымикомпаниями, а также механизм распределения тарифных поступлений.
Тем не менее «котловой» способ формирования сетевых тарифовна транспортировку электроэнергии уже действует в Кемеровской области.
На 2007 год объем «перекреста» в Кузбассе – примерно 3миллиарда рублей.
При этих обстоятельствах, если слепо следовать параметрам,заложенным в нормативных документах реформирования РАО «ЕЭС России», тарифы вКемеровской области выглядели бы как лоскутное одеяло, где кусочки отличалисьбы как по стоимости, так и по размеру. И цена энергии в удаленных и менееразвитых районах Кузбасса, по грубым прикидкам, могла достигать 5 рублей закиловатт – со всеми вытекающими последствиями…
Поэтому и возросла роль Региональной энергетической комиссииКемеровской области. РЭК сейчас не просто специальный орган исполнительнойвласти. По содержанию работы это управляющая межотраслевая компания в масштаберегиона. Один из инструментов регулирования, внедряемых РЭК, – «котловой»способ формирования сетевых тарифов, который позволяет выравнивать их не толькопо отраслевому принципу, но и по территориальному. По мнению председателя РЭКПетра Акатьева, если бы в Кузбассе следовали всем без исключения положениямметодик регулирования, то область осталась бы с полностью разрушенным сельскимхозяйством и населением, живущим за чертой бедности. Да и промышленность струдом переварила бы «правильную» динамику тарифов, при которой предприятия,находящиеся в тяжелом финансовом положении, получили бы больший рост стоимостиэнергии.
– Нам удалось в прошлом году собрать в «котел» затраты 10сетевых организаций, – говорит Петр Акатьев. – А теперь мы объединили практическивсе сети, которые есть в области, и получили единый тариф на передачу. В итогеперекрестное субсидирование ушло в сетевой тариф. Но при этом удалось сохранитькак социальную стабильность, так и высокие темпы развития производства и притокинвестиций.
Таким образом, хотя полный уход от межотраслевого«перекреста» должен завершиться к 2011 году, регулирование в пользу населениябудет сохраняться и реализовываться в этот период через сетевые тарифы.«Котловой» способ позволит осуществлять и территориальное регулирование,выравнивая тарифы в разных районах регионов.
Согласно Методическим указаниям установлен следующий порядокрасчета тарифов на электрическую энергию (мощность), отпускаемую потребителям.
Исходя из общей потребности в финансовых средствах надеятельность по энергоснабжению потребителей (Д) определяется потребность вфинансовых средствах на деятельность по производству, передаче и распределениюэлектрической энергии (мощности):
Дэ = Д – Деэс (1, стр. 8).
Где
Дэ – потребность в финансовых средствах на деятельность попроизводству, передаче и распределению электрической энергии (мощности).
Д – общая потребность в финансовых средствах на деятельностьпо энергоснабжению по регулируемым видам деятельности.
Деэс – стоимость услуг энергоснабжающей организации пообслуживанию электрических сетей РАО «ЕЭС России» и услоуг, связанных споддержанием надеж ого энергоснабжения потребителей, выведенных на ФОРЭМ.
Средние тарифы на электрическую энергию, отпускаемуюпотребителям региона от энергоснабжающей организации, определяются следующимобразом:
Средний тариф на электрическую энергию (Тэср):
Тэср = (Дэ – Допт)/ Эопт; (руб./квт. ч). (1, стр. 9).
Допт – стоимость электрической энергии и мощности,поставляемой энергоснабжающей организацией на оптовый рынок, млн. руб.;
Эопт – полезный отпуск электроэнергии потребителям отэнергоснабжающей организации, включая отпуск электроэнергии потребителям – перепродавцам,млн. кВт. ч.
Расчет дифференцированных тарифов на электроэнергию покатегориям, группам и отдельным потребителям. Процедура расчета тарифовпредусматривает определение двухставочных тарифов в качестве базы дляутверждения тарифов на электроэнергию для всех категорий и групп потребителей,как для потребителей, применяющих двухставочные тарифы, так и для потребителей,применяющих одноставочные тарифы. В общем виде плата за потребляемые электрическуюмощность и электрическую энергию (Ri) i‑го потребителя определяется:
Ri = SUM Тijэм х Рijср.макс. + SUM Тijэ х Эij (1, стр. 9).
где: Тijэм – ставка тарифа для i‑го потребителя на j‑омдиапазоне напряжений за электрическую мощность, руб./кВт;
Рijср.макс. – расчетная мощность потребителя на j‑ом диапазоненапряжений (тыс. кВт.) – среднее за период регулирования значение заявленной (илирасчетной) мощности, рассчитанное на основании ежемесячных максимальныхзаявленных мощностей потребителя по формуле:
Ррасч = (SUMin Рn)/n, (кВт), (1, стр. 10).
где:
n – количество месяцев в периоде регулирования;
Рn – заявленная (расчетная) мощность в месяце n, считая отпервого месяца в периоде регулирования;
Тijэ – ставка тарифа за энергию, руб./кВт. ч;
Эij – объем потребления электроэнергии, млн. кВт.
j – номер категории потребителей (ВН, СН, НН).
Значение ставки тарифа за электрическую мощность (Тiэм) для i‑ойкатегории потребителей устанавливается таким образом, чтобы обеспечиваласькомпенсация обоснованных условно – постоянных затрат энергоснабжающейорганизации по поддержанию данной мощности (генерирующих источников,электрических сетей и подстанций) в работоспособном состоянии в течение всегопериода регулирования (вне зависимости от плотности графика нагрузки i‑ойкатегории потребителей) и формирование обоснованного размера прибыли.
Общая величина эксплуатационных условно – постоянных затратэнергоснабжающей организации 3 постэ (отнесенных на электроэнергию) включает всебя следующие составляющие:
3 постэ = 3 пиэ + 3 сетивн + 3 сетисн + 3 сетинн+ 3 постсист.э, (млн. руб.
Где: 3 пиэ – составляющая эксплуатационных условно – постоянныхзатрат, отнесенная на электростанции;
3 сетивн – составляющая эксплуатационных условно – постоянныхзатрат, отнесенная на электрические сети ВН 110 кВ (60 кВ) и выше, включаязатраты энергоснабжающей организации по обслуживанию электрических сетей РАО «ЕЭСРоссии»;
3 сетисн – составляющая эксплуатационных условно – постоянныхзатрат, отнесенная на электрические сети СН 6 – 35 кВ;
3 сетинн – составляющая эксплуатационных условно – постоянныхзатрат, отнесенная на электрические сети НН 0,4 кВ;
3 постсист.э – сумма общехозяйственных условно – постоянныхзатрат энергоснабжающей организации, 40% стоимости покупной электрическойэнергии (мощности) или стоимости покупной мощности – в случае применениядвухставочных тарифов, а также недополученного дохода независящим отэнергоснабжающей организации причинам выпадающих доходов.
Прибыль энергоснабжающей организации (отнесенная наэлектроэнергию) (Пэ) разносится между выделенными затратами (электростанций,электрических сетей ВН, СН, НН, общехозяйственными расходами) пропорциональнорассчитанным условно – постоянным затратам.
Пэ = Пиэ + Пвн + Псн + Пнн + Ппостсист.э, (млн. руб.), (1, стр. 12).
Где:
Пиэ – часть расчетной балансовой прибыли энергоснабжающейорганизации по электрической энергии (мощности) отнесенной на электрическиестанции, млн. руб.
Пвн – часть расчетной балансовой прибыли энергоснабжающейорганизации по электрической энергии (мощности). отнесенной на электрическуюсеть ВН 110 кВ (60 кВ);
Псн – часть расчетной балансовой прибыли энергоснабжающейорганизации по электрической энергии (мощности), отнесенной на электрическуюсеть СН 35 – 6 кВ, млн. руб.
Пнн – часть расчетной балансовой прибыли энергоснабжающейорганизации по электрической энергии (мощности), отнесенной на электрическую НН0,4 кВ, млн. руб.
Ппостсист.э – часть расчетной балансовой прибыли энергоснабжающейорганизации по электрической энергии (мощности), отнесенной на сумму:общехозяйственных расходов, 40% стоимости покупной электрической энергии(мощности) или стоимости покупной мощности – в случае применения двухставочныхтарифов, а также недополученного дохода по независящим от энергоснабжающейорганизации причинам (выпадающих доходов).
Пиэ = Пэ х 3 пиэ/3 постэ.;
Пвн = Пэ х 3 сетивн/3 постэ;
Псн = Пэ х 3 сетисн/3 постэ;
Пнн = Пэ х 3 сетинн/3 постэ;
Ппостсист.э = Пэ – Пиэ – Пвн – Псн – Пнн;
3 сетивн = 3 сетисн + 3 сетинн + 3 сети; (1, стр. 13).
Расчет величины ставки тарифа производства электрическоймощности на электростанциях энергоснабжающей организации.
Tэмпр = Sо / SUMi Pin (руб./квт.), (1, стр. 13).
где:
SUMi Pin – суммарная установленная электрическая (рабочая)мощность электростанций энергоснабжающей организации;
Sо – составляющая условно – постоянных затрат и прибыли вдоле электростанций энергоснабжающей организации:
Sо = 3п иэ + Пиэ + 3 постсист.э х Зпиэ / (3 постэ – 3 постсист.э)+ Ппостсист.э х Пиэ / (Пэ – Ппостсист.э), (млн. руб.) (1, стр. 14).
Расчет величины первой ставки тарифа на электрическуюмощность энергоснабжающей организации, оплату по которой производят всекатегории потребителе.
Величина общей ставки тарифа за мощность Тэм1 рассчитываетсяпутем деления S1 (составляющей постоянных затрат и прибыли энергоснабжающейорганизации, связанных с эксплуатацией тех видов оборудования, которыеобеспечивают нормальное функционирование энергоснабжающей организации в целом,и должны быть возмещены
потребителями региона, вне зависимости от их принадлежности к конкретнымкатегориям (группам)) на сумму средних за период регулирования значенийзаявленной (или расчетной) электрической мощности всех потребителей энергоснабжающейорганизации,
рассчитанной на основании помесячных максимальных заявленных:
мощностей потребителей.
Тэм1 = S1 / SUMi Piвн, сн. нн; (руб./квт.), (1, стр. 14).
Где:
SUMi Piвн, сн. нн – сумма средних за период регулированиязначений заявленной (или расчетной) мощности, рассчитанная на основаниипомесячных максимальных заявленных (расчетных) мощностей всех потребителей,тыс. кВт;
S1 = 3п иэ + 3 сетивн + Пиэ + Пвн +3 постсист.э х (3 пиэ+3 сетивн) / (3 постэ -3 постсист.э) + Ппостсист.э х х (Пиэ + Пвн) / (Пэ –Ппостсист.э) – Допт – Деэс, (млн. руб.). (1, стр. 15).
Где:
Допт – сумма средств, получаемых энергоснабжающейорганизацией от продажи электроэнергии на ФОРЭМ.
Рассчитанная тарифная ставка является окончательной дляпотребителей, получающих электроэнергию из сети ВН (поскольку дляэлектроснабжения данных потребителей отсутствует техническая и экономическаянеобходимость в эксплуатации и содержании электрических сетей и подстанцийсреднего и низкого диапазонов напряжения), Tэмвн = Tэм1
Расчет величины второй ставки тарифа на электрическуюмощность энергоснабжающей организации, оплату по которой производят категориипотребителей, получающих электрическую энергию (мощность) по сетям среднего инизкого напряжений.
Величина второй ставки тарифа за мощность Tэм1 рассчитываетсяпутем деления величины S2 (составляющей условно – постоянных затрат и прибылиэнергоснабжающей организации, связанных с эксплуатацией сетей и подстанцийсреднего напряжения) на сумму средних за период регулирования значений заявленной(или расчетной) мощности потребителей, получающих электрическую энергию(мощность) на среднем и низком диапазоне напряжений:
Тэм2 = S2 / SUMi Piсн.нн; (руб./квт.), (1, стр. 16).
Где:
SUMi Piсн.нн – сумма средних за период регулирования значенийзаявленной (или расчетной) электрической мощности, рассчитанная на основаниипомесячных максимальных заявленных (расчетных) мощностей потребителей,получающих электрическую энергию (мощность) на среднем и низком диапазоненапряжений, тыс. кВт;
S2 = 3 сетисн + Пснсист.э + 3 постсн х З /(3 сетисн – 3 постсист.э)+ Ппостсист.э х Псн / (Пэ – Ппостсист.э), (млн. руб.) (1, стр. 16).
Сумма первой и второй тарифных ставок является окончательнойпотребителей, получающих электроэнергию из сети СН, (Tэмсн = Tэм1 + Тэм2).
Расчет величины третьей ставки тарифа на электрическуюмощность энергоснабжающей организации, оплату по которой производят категориипотребителей, получающих электрическую энергию (мощность) по сетям низкогонапряжения.
Величина третьей ставки тарифа за мощность Тэм3рассчитывается путем деления величины S3 (составляющей условно – постоянныхзатрат и прибыли энергоснабжающей организации, связанных с эксплуатацией сетейи подстанций низкого напряжения) на сумму средних за период регулированиязначений заявленной (или расчетной) электрической мощности потребителей,получающих электрическую энергию (мощность) на низком диапазоне напряжений.
Тэм3 = S3 / SUMi Piнн (1, стр. 16–17).
где:
SUMi Piнн – сумма средних за период регулирования значениязаявленной (или расчетной) электрической мощности, рассчитанная на основаниипомесячных максимальных заявленных (расчетных) мощностей потребителей,получающих электрическую энергию (мощность) на i‑ом диапазоне напряжений,тыс. кВт.;
S3 = 3 сетинн + Пнн + 3 постсист.э х Зсетинн / (3 постэ – 3 постсист.э)+ Ппостсист.э х Пнн /(Пэ – Ппостсист.э), (млн. руб.) (1, стр. 17).
Сумма тарифных ставок является окончательной дляпотребителей, получающих электроэнергию из сети НН (Tэмнн = Tэм1 + Тэм2 +Тэм3).
Расчет ставок тарифа за электрическую энергию. Значение ставкитарифа за электроэнергию (Тiэ) для i‑ого потребителя устанавливаетсяисходя из условия компенсации переменных затрат энергоснабжающей организации попроизводству, приобретению, передаче и распределению требуемого объема энергиидо потребителя (топливные затраты, часть затрат на покупную электроэнергию,потери в электрических сетях).
Для потребителей, подключенных к сети ВН, тарифная ставка заэнергию (Твнэ) определяется по формуле:
Твнэ = (bэ х Цтэ х Этэс + 0, б х Тпок х Эпок) / Эпо,(руб./кВт.ч.), (1, стр. 17).
где
Цтэ – цена топлива, руб./т.у.т;
Тпок – средний тариф на покупную электроэнергиюэнергоснабжающей организации от всех поставщиков (в случае применениядвухставочных тарифов на покупную электроэнергию выражения (мощность) вместо (0,б х Тпок х Эпок) используются затраты на покупную электрическую энергию поставке тарифа на электрическую энергию), руб./кВт.ч;
bэ – удельный расход условного топлива на отпуск 1 кВт.ч.электроэнергии, от собственных (арендуемых) электростанций энергоснабжающейорганизации;
Этэс – объем отпуска электрической энергии от собственныхтепловых электростанций энергоснабжающей организации, млн. кВт.ч;
Эпо – а) для дефицитных энергоснабжающих организаций – отпускэлектрической энергии из сети ВН собственным потребителям и в сети СН, НН,
– б) для избыточных энергоснабжающих организаций – суммарныйотпуск электрической энергии из сети ВН собственным потребителям, сети СН, НН ина ФОРЭМ, млн. кВт.ч;
Эпок – объем покупной электрической энергии от всехпоставщиков, млн. кВт.ч.
Тарифная ставка за электрическую энергию для потребителей,подключенных к сетям (ТСНэ), рассчитывается исходя из условия учетадополнительных электрических потерь в сетях СН:
Тснэ = Твнэ /(1 – альфасн /100), (руб./кВт.ч), (1, стр. 18).
где альфасн – потери электрической энергии в сетях СН (%).
Тарифная ставка за электрическую энергию для потребителей,подключенных к сетям НН, рассчитывается исходя из условия учета дополнительныхпотерь в сетях НН:
Тннэ = Твнэ / ((1 – альфасн /100) х (1 – альфанн / 100)),(руб./кВт.ч), (1, стр. 19).
Где
альфанн – потери электрической энергии в сетях НН (%).
Тарифная ставка на производство электрической энергии (Т прэ) определяется исходя из совокупности ТЭС И ГЭС по формуле:
Т пр э = (Ьэ х Ц т э х Этэс) / Эшин, (руб./кВт.ч); (1, стр. 19).
Эшин – отпуск электрической энергии с шин всех электростанций(ТЭС, ГЭС) энергоснабжающей организации. (млн. кВт.ч.)
Для отдельных потребителей электроэнергии ставка платы заэнергию (Тэ) может дополнительно дифференцироваться по времени с выделениемночной ставки платы за энергию при наличии у соответствующих приборовкоммерческого учета.
Размер платы за электрическую энергию и мощность,рассчитываемой по двухставочным тарифам, определяется:
Для потребителей из сети ВН:
Riвн = Тэм1 х Рi + Твнз х Эi, (млн. руб.), (1, стр. 19);
Для потребителей из сети СН:
R i сн =(Т эм 1 +Т эм2) х Р i + Тсн э х Эi, (млн. руб.), (1, стр. 19);
Для потребителей из сети НН:
Riнн = (Tэм1 + Tэм2 + Тэм3) х Рi +Тннэ х Эi, (млн. руб.), (1,стр. 19).
Где:
Рi – месячная максимальная (расчетная) электрическая мощностьi‑ого потребителя (категории потребителей), (тыс. кВт);
Эi – полезный отпуск электроэнергии i‑ому потребителю(категории потребителей), (млн. кВт.ч.).
В случае если потребитель получает электроэнергию из сетинескольких диапазонов напряжения, он производит расчет за получаемуюэлектрическую энергию и мощность по ставкам тарифов, соответствующим каждомудиапазону напряжения.
Определение одноставочных дифференцированных тарифов, применяемыхдля расчетов за электрическую энергию отдельными категориями и группамипотребителей.
Для категорий мелких и средних потребителей рассчитанныедвухставочные тарифы преобразовываются в одноставочные.
Указанное преобразование осуществляется следующим образом
Tio = (Tiэм x Pi x T iэ x Эi) / Эi (руб./кВт.ч.), (1, стр. 20).
где:
i – потребитель (группа или категория потребителей)электроэнергии;
Tiэм – ставка тарифа на электрическую мощность,соответствующая диапазону напряжения i‑ого потребителя;
Рi – среднее за период регулирования значение заявленной (илирасчетной) электрической мощности, рассчитанное на основании месячныхмаксимальных заявленных (расчетных) мощностей потребителей;
Тiо – итоговый одноставочный тариф i‑го потребителя.
В случае принятия Региональной комиссией (на основаниидействующих нормативных правовых актов) решения об установлении для отдельныхпотребителей или их групп тарифов, уменьшенных против рассчитанных по настоящимметодическим указаниям, производится распределение соответствующей суммысредств на других потребителей.
1.3 Анализ особенностей нормативно-правовогорегулирования тарификации для естественных монополий
В соответствии с законодательством Российской Федерации (ст. 6Федерального закона от 17 августа 1995 г. №147 ФЗ «О естественныхмонополиях»), к субъектам естественных монополий могут применяться следующиеметоды государственного регулирования:[5]
ценовое регулирование, осуществляемое посредством определения(установления) цен (тарифов) или предельного их уровня;
определение потребителей, подлежащих обязательному обслуживанию,и установление минимального уровня их обеспечения;
государственный контроль за крупными сделками, осуществляемыйв целях недопущения сдерживания экономически оправданного переходасоответствующего товарного рынка из состояния естественной монополии всостояние конкурентного рынка.
Эта работа проводится в рамках системы социального партнерстваи предусмотрена планом мероприятий Правительства Российской Федерации пореализации Генерального соглашения между общероссийскими объединениямипрофсоюзов, общероссийскими объединениями работодателей и Правительством РоссийскойФедерации на 2005–2007 гг., утвержденного распоряжением ПравительстваРоссийской Федерации от 17 октября 2005 г. №1712_р (п. 6 (13) приказаМинэкономразвития России от 1 декабря 2005 г. №318) «О ходе реформ в сфереестественных монополий
в 2005–2007 гг. с целью выявления и прогнозированиявозможных последствий, влияющих на конкурентоспособность продукции отечественныхтоваропроизводителей, инфляционные процессы и уровень жизни населенияРоссийской Федерации».[6]
Решения о методе регулирования деятельности субъектов естественныхмонополий должны приниматься с учетом необходимости стимулирования с помощьюцен (тарифов) качества производимой продукции и оказываемых услуг, а такжеудовлетворения спроса на них. В качестве таковых могут, например,предусматриваться: верхний лимит цен на продукцию естественных монополий;ценовые коридоры (предельные отклонения цен от норматива).
При регулировании цен (тарифов) должны решаться следующиеосновные задачи:
контроль общего уровня тарифов для недопущения развития инфляции;
ограничение тарифов сверху, чтобы обеспечить доступность услугдля большинства потенциальных потребителей;
ограничение тарифов снизу для недопущения демпинга;
обеспечение ценовой прозрачности рынка (за счет применения принципа«объявленного тарифа»);
обеспечение разумной стабильности тарифов (за счет недопущенияизменения тарифа в течение определенного времени).
Законодательное и нормативно-правовое регулированиетарифной политики, предложения по совершенствованию
В настоящее время регулирование цен и тарифов на товары (услуги)субъектов естественных монополий осуществляется преимущественно наведомственном уровне.
Так, в Российской Федерации действует порядка 100 актов органовисполнительной власти Российской Федерации, в том числе примерно половина изних – документы Федеральной службы по тарифам, регулирующие цены и тарифы вразличных отраслях экономики. На уровне федерального законодательства регулированиецен и тарифов осуществляется примерно 20 федеральными законами (полный переченьнормативных правовых актов прилагается).
В настоящее время по вопросам регулирования тарифов имеется значительноеколичество нормативных правовых актов различной юридической силы. К числу«основных» следует отнести: Федеральный закон от 17 августа 1995 г. №147ФЗ «О естественных монополиях»; Федеральный закон от 26 марта 2003 г. №35ФЗ «Об электроэнергетике»;
Федеральный закон от 14 апреля 1995 г. №41_ФЗ «О государственномрегулировании тарифов на электрическую и тепловую энергию в РоссийскойФедерации»; Указ Президента Российской Федерации от 28 февраля 1995 г.
№221 «О мерах по упорядочению государственного регулирования цен(тарифов)»; Постановления Правительства Российской Федерации от 7 марта 1995 г.№239 «О мерах по упорядочению государственного регулирования цен (тарифов)» иот 30 июня 2004 г. №332 «Об утверждении Положения о Федеральной службе потарифам».
Действующие законы и подзаконные акты содержат различные посодержанию нормы, регулирующие тарифную и ценовую политику.
Приведем некоторые примеры.
Федеральный закон «О естественных монополиях» в ст. 4определил, что настоящим Федеральным законом регулируется деятельностьсубъектов естественных монополий в следующих сферах:
транспортировка нефти и нефтепродуктов по магистральным
трубопроводам;
транспортировка газа по трубопроводам;
железнодорожные перевозки;
услуги транспортных терминалов, портов, аэропортов;
услуги общедоступной электросвязи и общедоступной почтовой
связи;
услуги по передаче электрической энергии;
услуги по оперативно диспетчерскому управлению в электроэнергетике;
услуги по передаче тепловой энергии;
услуги по использованию инфраструктуры внутренних водных
путей.
Развитием положений, определяющих государственное регулированиецен (тарифов), явилось принятие Постановления Правительства РоссийскойФедерации от 30 июня 2004 г. №332 «Об утверждении Положения о Федеральнойслужбе по тарифам».
В утвержденном Положении отмечено, что данная служба являетсяфедеральным органом исполнительной власти, уполномоченным осуществлять правовоерегулирование в сфере государственного регулирования цен (тарифов) на товары(услуги) в соответствии с законодательством Российской Федерации и контроль заих применением, за исключением регулирования цен и тарифов, относящегося кполномочиям других федеральных органов исполнительной власти, а такжефедеральным органом исполнительной власти по регулированию естественныхмонополий, осуществляющим функции по определению (установлению) цен (тарифов) иосуществлению контроля по вопросам, связанным с определением (установлением) иприменением цен (тарифов) в сферах деятельности субъектов естественныхмонополий. В частности, в п. 5.3.1 Положения закреплено право этой службыустанавливать (утверждать, регистрировать) тарифы на различные виды продукции,товаров и услуг.
Отметим, что положения вышеуказанных нормативных правовых актовв целом корреспондируются друг с другом, имея в качестве концептуальной задачигосударственное регулирование цен (тарифов) на продукцию естественныхмонополий, определение которых дано в ст. 3 Федерального закона «Оестественных монополиях».
Вместе с этим, следует отметить ряд существенных общих законодательныхпроблем в практической реализации тарифной политики:
1) Законодательство, регулирующее тарифную политику, нестабильно.
Начиная с 2003 г. в Федеральный закон «О государственномрегулировании тарифов на электрическую и тепловую энергию в РоссийскойФедерации» внесено около 10 изменений, в том числе в части полномочий порегулированию. В результате с 2003 по 2005 г. функция по регулированиютарифов на электрическую и тепловую энергию, поставляемую муниципальнымиэнергоснабжающими организациями, дважды переходила от муниципальных организацийк органам исполнительной власти субъектов Российской Федерации, что исключаетсистемность и стабильность такого регулирования.
2) Подзаконные акты, призванные определить порядок и условия реализациифедеральных законов, серьезно отстают по времени принятия.
Например, согласно Федеральному закону от 26 марта 2003 г.№36_ФЗ «Об особенностях функционирования электроэнергетики в переходный периоди о внесении изменений в некоторые законодательные акты Российской Федерации ипризнании утратившими силу некоторых законодательных актов Российской Федерациив связи с принятием Федерального закона «Об электроэнергетике»», деятельностьпо передаче электроэнергии подлежит отделению от покупки-продажи энергии всемиэнергоснабжающими организациями, в том числе и промышленными предприятиями, набалансе которых имеются объекты сетевого хозяйства. До настоящего времени неопределен порядок назначения гарантирующего поставщика, который обязан принятьна обслуживание любого потребителя, ранее обслуживаемого электросетевой организацией.
В настоящее время тарифы на товары и услуги естественных монополийиндексируются не в соответствии с законодательно-правовой базой, котораяобеспечивает прогнозный уровень цен на среднесрочный период, а посредствомустановления их Правительством на год вперед, ставя тем самым другие отраслиэкономики в заведомо худшее положение, провоцируя повышение цен на их продукциюи раскручивая спираль инфляции.
Кроме того, размеры экономической ответственности за монополистическиедействия в сфере установления цен и тарифов надежно исключают возможностьповторения нарушения установленных государством правил.
В этой связи необходимы поправки в законодательство, содержащиежесткие санкции за сговор участников рынка по установлению монопольных цен итарифов на уровне 10% от доходов. Отметим, что в настоящее время нарассмотрении в Государственной Думе находится законопроект, вносящий изменения вКоАП Российской Федерации в части установления указанных выше санкций в размереот 2 до 4%.
3) Следует законодательно утвердить обязательную периодическуюнезависимую экспертизу деятельности всех субъектов рынка естественных монополийв сфере ценообразования.
4) Нужно законодательно устанавливать и прогнозировать тарифына энергоносители на более длительный период, чем в настоящее время, так какэто обстоятельство позволит организациям и индивидуальным предпринимателямсоставлять бизнес планы на большую перспективу.
5) Следует предусмотреть в налоговом законодательстве системустимулов для предприятий, внедряющих энергосберегающие технологии, оборудование,материалы, приборы.
6) В целях создания конкурентного рынка в сфере услуг естественныхи локальных монополий следует ускорить принятие всех необходимых подзаконныхнормативных правовых актов, обеспечивающих действенные механизмы реализациифедеральных законов «Об электроэнергетике», «Об основах регулирования тарифоворганизаций коммунального комплекса».
7) С точки зрения соблюдения интересов отечественного агропромышленногокомплекса необходимо принять решение о компенсации сельскохозяйственным товаропроизводителямчасти затрат на удорожание топлива. Также необходимо принять соответствующиенормативные правовые акты и конкретные меры по государственному регулированиюцен на ресурсы, потребляемые АПК.
8) Необходимо комплексно рассмотреть с учетом мнения предпринимательскогосообщества правительственный проект федерального закона «О внесении изменений вотдельные законодательные акты Российской Федерации по вопросам регулированиятарифов организаций коммунального комплекса, обеспечивающих энергоснабжение».
Нормативно-правовые акты в сфере регулированиятарифов.
Федеральные законы
1) Федеральный закон от 14.04.1995 №41 ФЗ «О государственномрегулировании тарифов на электрическую и тепловую энергию в РоссийскойФедерации».
2) Федеральный закон от 17.08.1995 №147 ФЗ «О естественных монополиях».
3) Федеральный закон от 26.03.2003 №35 ФЗ «Об электроэнергетике».
4) Федеральный закон от 26.03.2003 №36 ФЗ «Об особенностяхфункционирования электроэнергетики в переходный период и о внесении изменений внекоторые законодательные акты Российской Федерации и признании утратившимисилу некоторых законодательных актов Российской Федерации в связи с принятиемФедерального закона «Об электроэнергетике»».
Акты Правительства России
1) Постановление Правительства Российской Федерации от07.03.1995 №239 «О мерах
по упорядочению государственного регулирования цен(тарифов)».
2) Постановление Правительства Российской Федерации от12.02.1996 №140 «О мерах по ограничению роста цен (тарифов) на продукцию(услуги) естественных монополий».
3) Постановление Правительства Российской Федерации от06.07.1998 №700 «О введении раздельного учета затрат по регулируемым видам деятельностив энергетике».
4) Постановление Правительства Российской Федерации от22.08.2003 №516 «О предельных уровнях тарифов на электрическую и тепловуюэнергию».
5) Постановление Правительства Российской Федерации от24.10.2003 №643 «О правилах оптового рынка электрической энергии (мощности) переходногопериода».
6) Распоряжение Правительства Российской Федерации от01.12.2003 №1754 р «Об утверждении программы изменения уровнягосударственных регулируемых цен (тарифов) в электроэнергетике».
7) Постановление Правительства Российской Федерации от26.02.2004 №109 «О ценообразовании в отношении электрической и тепловой энергиив Российской Федерации».
8) Постановление Правительства Российской Федерации от09.04.2004 №204 «Вопросы Федеральной службы по тарифам».
9) Постановление Правительства Российской Федерации от30.06.2004 №332 «Об утверждении Положения о Федеральной службе по тарифам».
10) Постановление Правительства Российской Федерации от31.08.2006 №529 (ред. от 07.04.2007) «О совершенствовании порядкафункционирования оптового рынка электрической энергии (мощности)».
11) Постановление Правительства Российской Федерации от31.08.2006 №530 (ред. от 16.07.2007) «Об утверждении правил функционированиярозничных рынков электрической энергии в переходный период реформированияэлектроэнергетики».
12) Постановление Правительства Российской Федерации от28.11.2006 №724 «О внесении изменения в Положение о Федеральной антимонопольнойслужбе, утвержденное постановлением Правительства Российской Федерации от 30июня 2004 г. №331».
13) Постановление Правительства Российской Федерации от29.12.2006 №830 «О внесении изменений в постановления Правительства РоссийскойФедерации по вопросам электроэнергетики».
14) Постановление Правительства Российской Федерации от21.03.2007 №168 «О внесении изменений в некоторые постановления Правительства РоссийскойФедерации по вопросам электроэнергетики».
15) Постановление Правительства Российской Федерации от07.04.2007 №205 «О внесении изменений в некоторые акты Правительства РоссийскойФедерации по вопросу определения объемов продажи электрической энергии посвободным (нерегулируемым) ценам».
16) Постановление Правительства Российской Федерации от14.06.2007 №371 «О внесении изменений в постановление Правительства РоссийскойФедерации от 30 июня 2004 г. №332 «Об утверждении Положения о Федеральнойслужбе по тарифам»».
17) Постановление Правительства Российской Федерации от16.07.2007 №450 «О внесении изменений в постановление Правительства РоссийскойФедерации от 31 августа 2006 г. №530 «Об утверждении правилфункционирования розничных рынков электрической энергии в переходный периодреформирования электроэнергетики»».
18) Постановление Правительства Российской Федерации от27.07.2007 №485 «О внесении изменений в Положение о Федеральной службе по тарифам».
Акты ФСТ России
1) Приказ ФСТ России от 06.08.2004 №20 э/2 «Об утверждении методическихуказаний по расчету регулируемых тарифов и цен на электрическую (тепловую) энергиюна розничном (потребительском) рынке».
2) Приказ ФСТ России от 24.08.2004 №43 э/2 «Об утверждении методическихуказаний по расчету тарифов на услуги по организации функционирования торговойсистемы оптового рынка электрической энергии (мощности)».
3) Приказ ФСТ России от 24.08.2004 №45 э/4 «Об утверждении методическихуказаний по расчету тарифов на услуги по оперативно-диспетчерскому управлению вэлектроэнергетике».
4) Приказ ФСТ России от 07.09.2004 №69 э/4 «О предельных уровняхтарифов на электрическую и тепловую энергию на 2005–2006 годы».
5) Приказ ФСТ России от 23.09.2004 №89 э/1 «Об утверждении перечняи форм документов, представляемых для рассмотрения разногласий в областигосударственного регулирования тарифов на электрическую и тепловую энергию».
8) Приказ ФСТ России от 07.12.2004 №236 э «Об утверждении порядкасогласования решений органов исполнительной власти субъектов РоссийскойФедерации в области государственного регулирования тарифов об установлениитарифов на уровне выше максимального или ниже минимального уровня,установленного федеральным органом исполнительной власти в области государственногорегулирования тарифов».
9) Приказ ФСТ России от 08.04.2005 №130 э «Об утверждении регламентарассмотрения дел об установлении тарифов и (или) их предельных уровней наэлектрическую (тепловую) энергию (мощность) и на услуги, оказываемые на оптовоми розничных рынках электрической (тепловой) энергии (мощности)».
10) Приказ ФСТ России от 21.02.2006 №37 «Об утверждении регламентаФедеральной службы по тарифам».
11) Приказ ФСТ России от 09.06.2006 №122 с/1 «Об утверждении методикирасчета размера экономически обоснованных затрат и нормативной прибыли, подлежащихприменению при формировании регулируемых тарифов на услуги общедоступнойэлектросвязи».
12) Приказ ФСТ России от 01.08.2006 №166 э/1 «О предельных уровняхтарифов на электрическую и тепловую энергию на 2007 год».
13) Приказ ФСТ России от 24.11.2006 №302 э/5 «Об утвержденииметодических указаний по расчету сбытовых надбавок гарантирующих поставщиковэлектрической энергии».
14) Приказ ФСТ России от 28.11.2006 №319 э/17 «Об утверждениииндикативных цен и тарифов на электрическую энергию и мощность для участниковоптового рынка электрической энергии (мощности)».
Акты ФЭК России
1) Постановление ФЭК России от 29.12.2003 №111э/10 «Об утвержденииметодики применения тарифов на электрическую энергию при оперативнойдооптимизации режимов работы Единой энергетической системы России».
2) Постановление ФЭК России от 29.12.2003 №111_э/21 «О системеотчетности, представляемой в Федеральную энергетическую комиссию РоссийскойФедерации организациями, осуществляющими деятельность в сфере регулируемогоценообразования в электроэнергетике».
С учетом последующих изменений в нормативно – правовой базецели и задачи реформирования были конкретизированы в «Концепции Стратегии ОАОРАО «ЕЭС России» на 2005–2008 гг. «5+5»».
1.4 Выявление целесообразности разработкиобоснования тарифа на услугу предприятия – естественной монополии
Влияние естественных монополий на экономику страныоченьвелико, поскольку: естественные монополии – это «затратообразующие»отрасли, поэтому уровень цен и тарифов на их продукцию (услуги) оказываетвлияние на общий уровень цен и инфляции; естественные монополии являютсябюджетообразующими основные отрасли естественных монополий играют роль главногоструктурного компонента экономики; естественные монополии относятся к наиболееустойчивым отраслям экономики.
Другим значимым для экономики фактором влияния со стороны СЕМявляется трансляция роста тарифов СЕМ на общий уровень инфляции в стране. Ещеодним важным фактором, определяющим высокую роль СЕМ и, соответственно,тарифной политики в социально политической жизни страны, является чрезвычайновысокое влияние тарифов на благосостояние и масштабы бедности населения.
Российская модель регулирования еще несбалансированна иразвивается в поисках равновесия между регулированием и дерегулированием, междуразными вертикальными уровнями регулирования, включающими федеральный,региональный и муниципальный уровень. По оценкам экспертов, в условияхфедеративной системы регулирование в режиме «федеральное» – «региональное» –«местное» вполне оправданно. Федеральная служба по тарифам подчиненаПредседателю Правительства РФ,
а региональные регуляторы подчинены губернаторам.Муниципальные власти при этом регулируют только небольшие местныеэнергокомпании. В то же время, отсутствие прямой подчиненности региональныхрегуляторов (РЭК) федеральному (ФСТ) не позволяет последнему контролироватьэкономическую обоснованность региональных тарифов. ФСТ имеет право определятьединую нормативно-методическую базу ценообразования и устанавливать предельныетарифы для отдельных групп конечных потребителей.
Проблемы и направления дальнейшего совершенствования тарифнойполитики в ТЭК
Основными проблемами в сфере регулирования тарифов наэлектроэнергию являются: относительно низкий уровень тарифов при довольнонизкой эффективности использования энергии, значительная недоинвестированностьотрасли, износ основных фондов и дефицит мощностей, транслирующийся в проблемуснижения надежности и бесперебойности поставок, несовершенство механизмарегулирования тарифов и значительные объемы.
Часть вышеуказанных проблем предполагается решить в ходереформирования РАО «ЕЭС России». В связи с этим в электроэнергетике Россиипроисходят радикальные изменения: меняется система государственногорегулирования отрасли, формируется конкурентный рынок электроэнергии, создаютсяновые компании.
В ходе реформы меняется структура отрасли: осуществляетсяразделение естественно монопольных (передача электроэнергии, оперативнодиспетчерское управление) и потенциально конкурентных (производство и сбытэлектроэнергии, ремонт и сервис) функций и вместо прежних вертикальноинтегрированных компаний, выполнявших все эти функции, создаются структуры,специализирующиеся на отдельных видах деятельности.
Генерирующие, сбытовые и ремонтные компании в перспективестанут преимущественно частными и будут конкурировать друг с другом. Вестественно монопольных сферах, напротив, происходит усиление государственногоконтроля.
Таким образом, создаются условия для развития конкурентногорынка электроэнергии, цены которого не регулируются государством, а формируютсяна основе спроса и предложения, а его участники конкурируют, снижая своииздержки.
На основании вышесказанного можем сделать следующие выводы,что необходимо работать в данном направлении, потому что необходимо найтикомпромисс производителям и потребителям. Доводы для работы в данномнаправлении:
Любая компания старается по максимуму расширить или хотя быудержать свой рынок с помощью ценовой политики. Для целей ценообразованиянеобходимо точно определить границы рынка, соотношения конкурентных начал ихарактеристик спроса. Сейчас тарифы на рынке нерегулирумые, по нашему мнениюрегулируемый тариф будет выполнять несколько функций: 1) это экономическоепоручение регулирующего органа в адрес потребителя. Достичь основной цели –гарантии получения потребителем выгоды от применения электрической энергии –можно лишь при первом подключении потребителя в сеть.
2) Этоустановленная регулирующим органом экономическая основа существования иразвития самой монополии. Поскольку тариф должен соответствовать расходам по непрерывномуобслуживанию потребителей в настоящем и будущем, он не может быть установленниже определенной критической точки. Поиск этого баланса и есть сущностьценового регулирования.
3) Этоинструмент экономической и социальной политики.
Тариф представляет собой алгоритм для определения суммысчета, который компания выставляет потребителю к оплате за пользование ееуслугами, и эта сумма обязательна должна быть обоснована для потребителя, чтобыне было негатива с его стороны.
Обоснованием тарифов решаются следующие проблемы:
1) Получениепотребителем электроэнергии и оплата данных услуг.
2) Снижениенеопределенной конъюктуры рынка.
3) Болееэффективное государственное регулирование
4) Балансинтересов производителей и потребителей
5) Снижениеконкуренции на данном рынке.
2. Разработка базовых составляющих технологииобоснования тарифа на товарную услугу естественной монополии
2.1 Разработка требований к технологииобоснования тарифа на услугу предприятия естественной монополии
Антимонопольное регулирование является важным инструментомзащиты конкуренции, оно обеспечивает непосредственное и оперативное воздействиена угрозы ограничения конкуренции, а также предупреждает их возникновение.
Вместе с тем, существуют факторы, негативно влияющие нарезультативность выполнения функции защиты конкуренции.
Прежде всего, к ним относится перегруженностьантимонопольного органа заявлениями и делами, косвенно связанными с защитойконкуренции. Значительная доля рассматриваемых Федеральной антимонопольнойслужбой (ФАС) России дел касается нарушений, последствием которых являетсяущемление интересов отдельных лиц, но не ограничение конкуренции на рынке. Посути, закон не проводит различия между неправомерным отказом в подключениичастного дома к электрическим сетям и картельным сговором, имеющим серьезныепоследствия для конкурентной среды и неопределенного круга потребителей. Взарубежной практике дела, не связанные с конкуренцией, как правило,рассматриваются судами либо отраслевыми регуляторами.
Недостаточная активность органов по защите прав потребителей,отсутствие отраслевых регуляторов не позволяет ставить вопрос об освобожденииантимонопольного органа от дел данной категории. Вместе с тем, представляетсянеоправданным отсутствие дифференциации в правовом регулировании данныхвопросов, и отсутствие мер по постепенному развитию альтернативных способовразрешения споров, не связанных с негативными последствиями для конкурентнойсреды.
Например, только за 2007 год ФАС России рассмотрено 1 331дело по фактам злоупотребления доминирующим положением, 2/3 из которыхзафиксированы в отношении компаний, осуществляющих естественно-монопольные видыдеятельности в сфере электроэнергетики. Данные нарушения, как правило, не имеютантиконкурентной мотивации. Однако ввиду отсутствия сколько-нибудь действеннойальтернативной системы защиты прав и интересов потребителей по доступу кмощностям субъектов естественных монополий (например, в рамках тарифногорегулирования) единственной возможностью эффективного воздействия по-прежнемуостается применение норм антимонопольного законодательства.
Также крайне распространена практика компенсации мерамиантимонопольного принуждения недостаточного использования иных инструментовконкурентной политики. Так, резкий рост цен в течение 2007–2008 годов на рядтоваров, производимых крупными компаниями, привел к формулированиюобщественного запроса на вмешательство антимонопольного органа. В некоторыхслучаях в результате такого вмешательства были установлены предельные цены илиобязанность компаний согласовать с ФАС России увеличение (уведомлять обувеличении) цены.
Вместе с тем, на основные причины роста цен на этих рынках(внешний фактор роста мировых цен, несоответствие роста внутреннего спроса ивозможностей поставщиков увеличить предложение товара на рынке и т.п.) можноэффективно воздействовать, не превращая антимонопольное регулирование вценовое. Следует подчеркнуть, что регулирование ценообразования методамиантимонопольного принуждения может привести к существенному искажениюконкурентной среды на соответствующем товарном рынке. Именно поэтому фактырассмотрения дел о монопольно высоких ценах в мировой практике единичны.
Несовершенная нормативно-правовая база также являетсяпрепятствием на пути эффективного антимонопольного регулирования. Действующийзакон не всегда требует проведения экономического анализа рассматриваемыхотношений, прогнозирования возможных экономических последствий применения техили иных норм. Например, в настоящий момент компания автоматически признаетсядоминирующей при доле рынка 50%, а при доле меньше 35% рынка фактически неможет быть признана таковой. Однако связь между размером рыночной доли иконкуренцией далеко не всегда является безусловной, а вывод о наличии либоотсутствии доминирующего положения компании, сделанный исключительно наосновании показателя концентрации, может не соответствовать текущей ситуации нарынке.
Аналогичная ситуация при определении коллективногодоминирования исключительно посредством установления размера рыночных долейхозяйствующих субъектов, без анализа их поведения на рынке, позволяет считатьдоминирующими компании, по факту действующие независимо друг от друга.
Следует отметить, что в большинстве стран мира (США,Европейский союз, Великобритания) преобладает так называемы поведенческийподход (исходя из определения возможности компании влиять на рынок порезультатам анализа множества факторов). Согласно Отчету Международнойконкурентной сети за 2007 год, критерием доли рынка руководствуются только 5юрисдикций, а поведенческим – 28.
Среди негативных факторов также следует отметить отсутствиезакрепления в процессуальном законе особенностей доказывания по делам онарушениях антимонопольного законодательства, что не дает возможность органамсудебной власти учитывать специфику данной категории дел.
Важно подчеркнуть, что все изложенные обстоятельстваобусловлены во многом объективными факторами. В настоящий момент российскоеантимонопольное регулирование находится в стадии становления. К 2007–2008 годамзавершился этап определения его значения в рамках государственной экономическойполитики (для сравнения, в США данный этап завершился в начале ХХ века), чтоознаменовалось формированием системы санкций за нарушение законодательства оконкуренции, а по сути – оценки государством тяжести подобных правонарушений иобщественной значимости их пресечения.
Состояние конкурентной среды в значительной степениобусловлено стоимостью услуг субъектов естественных монополий, состояниеминфраструктуры и наличием возможности беспрепятственного к ней доступа.
Таким образом, государственное регулирование естественныхмонополий напрямую влияет на качество конкурентной среды посредством:
– ценового (тарифного) регулирования;
– инвестиционных программ, которые определяюттехнологические возможности по доступу к товарам субъектов естественныхмонополий;
– регулирование доступа к товарам субъектов естественныхмонополий для развития эффективной конкуренции между их потребителями всоответствующих секторах, а также устранение инфраструктурных ограничений дляэкономики в целом.
Значительный рост тарифов на товары субъектов естественныхмонополий, наблюдавшийся за последние 8 лет, в основном обусловлен объективнымипричинами – сдерживание цен относительно инфляции в конце 90-х годов,значительным объемом инвестиций в инфраструктуру, осуществляемых за счеттарифа. При этом действующая система государственного регулирования субъектовестественных монополий, в том числе посредством установления тарифов методамииндексации и экономически обоснованных затрат, не стимулирует в должной мересубъекты естественных монополий сокращать операционные затраты, повышатьэффективность инвестиций.
Тарифы на подключение к электрическим и другим сетямкоммунальной инфраструктуры могут стать непреодолимым барьером входа на любыерынки не только для малого, но и крупного бизнеса. Таким образом, конкурентнаясреда сможет развиваться только в условиях взвешенной тарифной политики,основанной на эффективной и современной системе регулирования.
Совершенствование системы регулирования данной сферы должнобыть направлено на создание максимально приближенных к конкурентным условийдеятельности субъектов естественных монополий. Система регулирования такжедолжна ориентировать объемы, темпы и направления инвестиций субъектовестественных монополий в инфраструктуру в соответствии с запросамипотребителей.
Отдельно следует подчеркнуть, что качество конкурентной средыво многом обусловлено и динамикой структурных реформ естественных монополий, входе которых устанавливается:
– дизайн рынков (выделение конкурентных иестественно-монопольных видов деятельности через структурные преобразования илираздельный учет по регулируемым и нерегулируемым видам деятельности);
– рыночные правила либерализуемых секторов;
– направления совершенствования эффективностигосударственного регулирования и регулирования специализированнымиинфраструктурными организациями.
В этой связи целесообразно при обсуждении и реализацииструктурных реформ естественных монополий учитывать последствия дляформирования эффективной конкурентной среды по всем перечисленным направлениям.
В настоящее время естественные монополии регулируются наосновании концептуально устаревшего федерального закона, порождающегозначительное количество споров и правовых пробелов. Так, ряд поименованных внормативном акте сфер не всегда является естественной монополией (услугиобщедоступной электрической связи, железнодорожные перевозки), ряд, напротив,совершенно необоснованно исключен из предмета регулирования (в частности,деятельность по оказанию услуг по водоснабжению и водоотведению).
В законе не определены ключевые моменты обеспечениянедискриминационного доступа потребителей к оказываемым субъектами естественныхмонополий услугам, а также правовой статус реестра субъектов естественныхмонополий, в результате чего сложилась противоречивая правоприменительнаяпрактика относительно того, может ли являться не включенный в названый реестрсубъект субъектом естественной монополии.
В законе не закреплена система органов регулирования,принципы ее построения, основы разграничения полномочий регулирующих органов,что на практике приводит к конфликту компетенций антимонопольного органа ифедерального органа исполнительной власти в области регулирования тарифов.
В результате реформирования электроэнергетики, бывшей ранеемонопольной отраслью, выделены конкурентные виды деятельности – производство икупля-продажа электрической энергии, и естественно монопольные – передачаэлектрической энергии и диспетчеризация энергосистем.
С целью обеспечения постепенного перехода от тарифного регулированияцен к свободному ценообразованию, во избежание резких колебаний цен, а такженедопущения монополизации крайне важным является создание условий развитияконкурентной среды на рынках, образующихся в результате реформированиясубъектов естественных монополий.
Развитие конкуренции в области электроэнергетики, с учетомнеобходимости привлечения инвестиций в создание новой электроэнергетическойинфраструктуры, в целях преодоления наметившегося дефицита генерирующих исетевых мощностей и формирования новой системы институтов либерализованногорынка электроэнергии будет обеспечено за счет реализации следующих основныхнаправлений.
Во-первых, скорейший запуск конкурентного рынка перспективнойгенерирующей мощности, предусматривающий заключение долгосрочных договоров нагенерирующую мощность по свободным (нерегулируемым) ценам.
Во-вторых, создание условий для развития конкуренции нарозничном рынке электрической энергии с учетом обеспечения системыкоммерческого учета электрической энергии на розничном рынке.
В-третьих, создание стимулов для гарантирующих поставщиков нарозничном рынке электроэнергии в оптимизации затрат на покупку электроэнергии соптового рынка в целях снижения стоимость транслируемой нерегулируемой цены наэлектрическую энергию розничным потребителям.
В-четвертых, обеспечение информационной открытости дляпотребителей деятельности инфраструктурных организаций электроэнергетики, в томчисле с учетом необходимости опубликования информации о наличии свободныхмощностей для присоединения к электрическим сетям, информации о ходе исполненияинвестиционной программы.
Требования предъявляемые к предельным уровням тарифов напередачу электроэнергии:
1) Должна быть определена ценовая граница тарифа.
2) Должно быть разграничение по тарифам, то есть тариф недолжен включать в себя группу услуг, а должен рассчитываться отдельно, то естьтариф на передачу электроэнергии это одно, а например тариф за пользованиеэлектроэнергией – это другое.
3) Предельный уровень цены устанавливается каксредневзвешанная цена.
4) Устанавливается временной интервал через который тарифможет быть пересмотрен.
5) Определяется формула периодической корректировки тарифов иустанавливается корригирующие показатели.
6) Для каждого года тариф устанавливается исходя из тарифапредыдущего года, с учетом его индексации.
7) Для тарифа необходимо определить 3 элемента формулыустановления ценовой границы: показатели инфляции; показатели продуктивности;показатели действия внешних факторов.
Технология обоснования тарифа должна учитывать требованияпредъявляемые к тарифу, изменения произошедшие на рынке, недостатки всуществующих методах образования тарифов.
2.2 Формирование концептуальных принциповтарификации
Эффективность функционирования энергетического комплексаопределяется надежным, малозатратным и бездефицитным энергоснабжениемпотребителей региона и его способностью к обеспечению роста спроса потребителейна энергию. Поскольку энергетический комплекс функционирует в конкурентнойсреде национальной экономики, он должен постоянно развиваться в инновационномнаправлении.
Перед энергетиками, администрацией краев и областейгосударство постоянно ставит вопросы инноваций, инвестиций, развитияинфраструктуры и так далее. Но сегодня вся мировая экономика, в том числе инашей страны, переживает экономический кризис. И вновь заговорили овмешательстве государства, о государственном регулировании экономики.[7]
До сих пор все говорили, что государство должно стоять встороне от рынка и наблюдать, как бизнесмены зарабатывают свои прибыли и вусловиях конкурентного рынка внедряют инновационные технологии и товары, вкрайнем случае, где-то их корректировать. Но с кризисом ситуация изменилась.Прибыли, как выяснилось, идут явно не на внедрение инноваций. И сегоднянеобходим такой подход, который, позволяет через институциональное управлениесоздать правила игры на рынке в направлении реализации процесса повышенияэффективности национальной экономики, через внедрение инноваций. Необходимосделать управляемыми процессы развития с учетом той стратегии, котораяопределена на региональном, федеральном уровне.
Речь идет не о прямом вмешательстве государства, а именно обинституциональных методах управления, которые можно квалифицировать какопределенные законом и нормативными актами отношения между различными группамихозяйствующих субъектов, ориентированные на реализацию стратегии устойчивогоразвития. Нужно говорить о дифференцированном управлении в зависимости отпоказателей эффективности, от ситуации. Если энергетика развивается достаточноэффективно, показатели соответствуют мировым, то действует свободный рынок.Когда же ситуация развивается с крайне негативными последствиями, то здесьгосударство должно взять на себя ответственность и переломить ситуацию в положительномнаправлении.
Сегодня в электроэнергетике сложились практически два рынка:регулируемый и нерегулируемый. Анализ процесса перехода отрасли на рыночныеотношения показал, что этот процесс является трансформационным. В целяхповышения эффективности управления региональным энергетическим комплексом вусловиях перехода к либеральному рынку энергоресурсов необходимодифференцировать методы управления комплексом, разделить период трансформациирынка на отдельные этапы и классифицировать их по видам рынков.
Регулируемый рынок в энергетике при переходе к свободномурынку имеет несколько этапов трансформации: контролируемый государством рынок;контролируемые отдельные виды деятельности на рынке; самостоятельнофункционирующий рынок с некоторыми ограничениями; либеральный рынок. При этомсубъекты управления дифференцируются по иерархическим уровням: государственноеуправление, конкурентная среда, технологическое управление, инвестиционнаяактивность потребителей.
Следует отметить, что оптовый конкурентный рынок длярегиональной энергетики в своем сегодняшнем состоянии тоже являетсярегулируемым, поскольку станции, поставляющие электроэнергию на оптовый рынок,являются тепловыми (тарифы на тепловую энергию регулируются государством).
У государства должна быть стратегия в части реализации плановсоздания конкурентной продукции. Мы пока по этому показателю занимаем где-то146‑е место в мире. А что такое конкурентная продукция? Это в том числеконкурентные, низкие цены на электроэнергию, на энергетику.
Для того, чтобы добиться конкурентных цен, нужно управлятьпроцессом. Методы управления должны формироваться от уровня показателей оценкиэффективности и учитывать четыре критерия. Это клиентская (потребительская)оценка функционирования энергетического комплекса, куда входит тариф,доступность подключения электроэнергии, количество отключений и так далее.Финансово-экономические показатели, то есть рентабельность, себестоимость,добавленная стоимость, ликвидность предприятия. При тарифном регулированиинеобходимо исключать из базы тарифа экономически необоснованные затраты, это«откаты» при покупке оборудования, объемы невыполненных инвестиционных иремонтных работ предыдущего тарифа, поскольку доходит до того, что 20–30процентов в тарифе составляют экономически необоснованные затраты.
Следующий показатель – технологический. Здесь учитываетсястепень износа основных средств, количество отказов на единицу мощности, расходтоплива на единицу энергии и уровень потерь. И далее мы переходим кинвестиционно-инновационной составляющей – вводу новых мощностей, модернизации,внедрению инновационного продукта.
От этих четырех показателей зависит степень регулированияэнергетического комплекса, а полученные результаты оценки позволяютконструировать эффективную среду функционирования регионального энергетическогокомплекса на основе знания реальных целей и задач партнеров, механизмовреализации и интеграции интересов хозяйствующих субъектов.
В настоящее время необходим пакет законов. Речь идет о том,что мы должны создать такие институты, то есть принять такие законы,нормативные акты, которые стимулируют энергетические компании на внедрениеновых технологий, на ориентацию инновационного развития.
Например, формирование тарифов. Сегодня тариф формируетсяисходя из фактических затрат, пусть даже экономически обоснованных. Получается,чем больше затрат, тем больше финансовых потоков, тем выгоднее работатькомпании. Но основным принципом новой тарифной политики должно бытьстимулирование на основе специальных надбавок к тарифу (при выполнениинормативов расхода топлива, энергетических потерь и нормативов потребления)процессов внедрения инновационных технологий предприятиями энергетики ипотребителями энергии.
В связи с этим все более востребована тарифная политика,адекватная формируемой конкурентной среде. Регулируемый сектор энергетикидолжен рассматриваться как потенциально конкурентный. Задача тарифной политикисостоит в том, чтобы максимально приблизить условия деятельности участниковэтого сектора к конкурентной среде. Целевая модель тарифной политики недопускает использования перекрестного субсидирования потребителей. Рассчитыватьна системное привлечение инвестиций частного сектора в модернизациюпроизводственных мощностей регулируемых видов деятельности можно только вусловиях максимально прозрачной информации об этой деятельности и принципахрегулирования.
В рамках целевой модели тариф на услуги энергоснабжающихпредприятий должен формироваться на основе нормативного расчета затрат иинвестиционной надбавки к тарифу за исполнение норм и нормативов, оказыватьстимулирующее воздействие на производителей и потребителей энергии к внедрениюинновационных технологий.
К тому же действующая сегодня в энергетике система тарифногорегулирования, основанная на ежегодной корректировке предельных тарифов поиндексу инфляции (так называемая «тарификация от достигнутого»), имеет низкуюэффективность и не может обеспечить эффективную реализацию моделейреформирования и регулирования топливно-энергетического комплекса России.Проведенный анализ затрат крупных энергоснабжающих организаций показал, чтодинамика роста тарифа недостаточно связана с фактической динамикой измененияглавных тарифообразующих видов затрат.
Необходим переход к долгосрочному регулированию тарифа ипревращение его в публичную оферту.
Сегодня всего этого нет. В свое время мною была сделанапопытка ввести изменения в тарифное регулирование в части надбавок,направленных на стимулирование внедрения инновационных технологий. Но это небыло востребовано. О чем речь, если такой кардинальный закон «О теплоснабжениив РФ» десять лет не утверждается. То есть страна живет вообще без закона отеплоснабжении, а это финансовые потоки на сотни миллиардов рублей. Сегодня угосударственной власти нет прямых интересов в стимулировании внедрения инновационныхтехнологий.
Сегодня можно предложить два метода реализации инновационнойполитики: «вертикально-интегрированный» и «кластерный», в зависимости от уровняиндустриального развития региона. При вертикально-интегрированном методе весьинновационный цикл сосредотачивается в одной организации с передачейрезультатов, достигнутых на отдельных стадиях, от подразделения к подразделению(для слабых индустриальных регионов). Кластерный метод – метод партнерства икооперации, когда ведущее предприятие является организатором инноваций, афункции по созданию и продвижению инновационной продукции распределены междуучастниками (для развитых индустриальных регионов). Разработанная модель имеетвысокую степень адаптивности и может быть успешно реализована в управленииинвестиционно-инновационными процессами в энергетике в составе федеральных ирегиональных стратегических программ.
Управление реализацией инновационных направлений в электро-,тепло-, газоснабжении и энергосбережении в регионе в условиях формировании конкурентнойнациональной экономики должно стать одной из основных функций органов властисубъекта Федерации, как на нерегулируемом рынке электроэнергии в видеинвестиционных соглашений, так и на регулируемом рынке в виде институтов итарифного регулирования.
Концептуальные принципы:
1) Прежде всего проанализированная и обоснованная ценоваяграница тарифа
2) Образование тарифа идет только по одному направлению – этопередача электроэнергии.
3) Рассчитывается предельный уровень тарифа, каксредневзешанная величина на основании данных по всем областям.
4) Временной интервал через который можно пересмотреть тариф– 3–5 лет.
5) Формула для корректировки тарифа определяется регулирующиморганом.
6) При определении показателей инфляции, мы учитываем всеособенности экономики. К тому же есть разные показатели инфляции, но выбранныйпоказатель должен удовлетворять требованиям: наиболее точно отображатьизменения цены, быть оперативным и легко доступным для предприятий, не долженчасто пересматриваться.
7) Способность тарифной политики предоставить возможностьпотребителю перейти в состояние пользователя сети.
8) Способность тарифной политики поставить работуэнергосбытовых организаций в зависимость от удешевления электроэнергии и услугпо ее передаче.
2.3 Систематическое проектирование технологии
На первом этапе реформирования электроэнергетики был созданпрообраз федерального оптового рынка электроэнергии (ФОРЭМ). Федеральныйоптовый рынок электрической энергии и мощности. (ФОРЭМ) был созданПостановлением Правительства Российской Федерации №793 от 12 июля 1996 г.После ликвидации Холдинга предполагалось перейти к действительно конкурентномурынку так, чтобы отдельные электростанции конкурировали бы между собой.
Однако оказалось, что ФОРЭМ не является настоящим рынком поцелому ряду причин.
Поставки электроэнергии на ФОРЭМ более чем на 50%осуществляются компаниями, входящими в Холдинг РАО «ЕЭС России».
Администрирование ФОРЭМ осуществляется 100%-ными дочернимиструктурами РАО «ЕЭС России».
Внутри Холдинга РАО «ЕЭС России» существует неравноеотношение администрирующих структур ФОРЭМ к поставщикам электроэнергии,находящимся в полной и неполной собственности РАО «ЕЭС России».
Свободный выбор поставщиков электроэнергии потребителямизаменен прикреплением их к поставщикам административными мерами.
Тарифы на электроэнергию устанавливаются по методу «издержки+», что не стимулирует рост эффективности производства и снижение издержек.
Механизм установления тарифов является административным, чтоне защищает эффективных поставщиков электроэнергии и в то же время позволяетсохранять на ФОРЭМ неэффективных поставщиков.
Свободный выбор поставщиков электроэнергии потребителямизаменен прикреплением их расчетно-договорным центром.
При установлении тарифов на электроэнергию широко применяетсяперекрестное субсидирование как между группами потребителей, так и междурегионами.
В результате реальной конкуренции между производителямиэлектроэнергии – участниками ФОРЭМ не возникло.
Такой метод создания рынка изменил степень обеспеченности многихрегионов производимой на собственной территории электроэнергией. Если в 1992 г.степень потребности в электроэнергии около 13 регионов были обеспеченыпоставками от собственных региональных энергосистем, в то время как 19 регионовбыли избыточными, то сейчас только 7 регионов (обслуживаемые соответственноМосэнерго, Иркутскэнерго, Свердловэнерго, Тюменьэнерго, Якутскэнерго,Оренбургэнерго и Дагэнерго), можно считать избыточными. В результате доляХолдинга на ФОРЭМе оказалась ниже предполавшейся.
Одной из основных текущих проблем отрасли является чрезмернаязависимость процесса регулирования цен на электроэнергию решений региональныхвластей. В результате тарифы, как правило, устанавливаются исходя изсубъективных соображений, что делает их экономически необоснованными и наноситущерб интересам как компаний отрасли, так и потребителей.
Действующая в настоящий момент система тарифногорегулирования имеет несколько существенных недостатков:
Отсутствие раздельного (по видам деятельности) регулированиявертикально-интегрированных компаний. В настоящее время регулятор устанавливаетполный тариф, включающий все элементы одновременно – производство, передачу,сбыт электроэнергии и теплоэнергии. Такой подход препятствует определениюэкономически обоснованных тарифов и способствует сохранению перекрестногосубсидирования между различными видами деятельности энергокомпаний;
краткосрочность;
отсутствие механизма создания у компаний заинтересованности вснижении издержек и повышении эффективности своей работы. В рамках действующейсистемы в случае снижения издержек регулятор наказывает «передовиков», назначаяболее низкий тариф на следующий период регулирования;
недостаточная гибкость в реагировании на изменениенеконтролируемых статей затрат энергокомпаний и инфляции. Для корректировкитарифов необходимо специальное решение регулирующего органа, получение которогообычно занимает длительное время.
Существующая система регулирования привела к крайне низкойэффективности работы предприятий электроэнергетики.
Для того, чтобы потребители получали правильные экономическиесигналы о стоимости и, соответственно, цене потребляемой ими электроэнергии,адекватно устанавливали объемы ее потребления, необходимо обеспечить оплатуполной стоимости производства и транспортировки потребляемой электроэнергии.Такой принцип означает устранение перекрестного субсидирования, существующегоблагодаря деятельности ФЭКа и РЭКов.
Другая причина неэффективности тарифообразования вэлектроэнергетики состоит в том, что в себестоимость не включатся затраты,необходимые для расширенного воспроизводства энергии, в частности инвестиции,выплаты по кредитам. В результате электроэнергетика также не в состоянии датьпотребителям правильные экономические сигналы о необходимых затратах наэнергоснабжение.
Регламент установления тарифов и процедуры их рассмотрения непозволяют регулирующим органам осуществлять эффективное регулирование из-заограниченности сроков, необходимых для анализа состояния регулируемых компаний,рассмотрения предложений по изменению тарифов.
Именно поэтому проводится систематическое проектированиетехнологии обоснования тарифа на услуги предприятий естественной монополии.
Для примера возьмем одну зону и рассмотрим обоснованностьтарифов для нее.
Величину тарифов на передачу электроэнергии устанавливаетУправление по региональным тарифам Администрации Волгоградской области.
В соответствии с Постановлением УРТ от 25 декабря 2008 г.№45/5 «Об установлении тарифов на электрическую энергию для потребителейВолгоградской области на 2009 год» установлены следующие единые тарифы науслуги по передаче электрической энергии для всех потребителей, расположенныхна территории Волгоградской области, являющихся субъектами оптового рынкаэлектроэнергии:
Уровень напряжения Одноставочный тариф Двухставочный тариф
Высокое напряжение 413,52 руб./МВт.ч. Ставка за содержаниеэлектрических сетей Ставка за оплату потерь электрической энергии в сетях
Среднее первое напряжение 843,89 руб./МВт.ч. 268963,11 руб./МВт.мес.21,33
руб./МВт.ч.
Среднее второе напряжение 1835,45 руб./МВт.ч. 533217,85 руб./МВт.мес.113,45 руб./МВт.ч.
Низкое напряжение 2081,76 руб./МВт.ч. 638340,93 руб./МВт.мес.132,18 руб./МВт.ч.
907151,25 руб./МВт.мес. 478,30 руб./МВт.ч.
Прочие потребители оплачивают услуги по транспортуэлектроэнергии в конечном тарифе ОАО «Волгоградэнергосбыт».
Данные тарифы сформированы и обоснованы на основаниипостановления об установлении тарифов только для Волгоградской области. Нетединой системы для формирования тарифа. Рассмотрим данные тарифы с позициитребований к тарифам и технологии.
1) не определена первая ценовая граница.
2) Тарифы устанавливаются по разграниченным признакам.
3) Предельный уровень цен устанавливаются не посредневзвешанным ценам.
4) не установлен временной интервал для пересмотра тарифов
5) Администрацией не установлена формула для корректировки тарифов.
6) Тарифы устанавливаются исходя из тарифа предыдущего года.
Таким образом мы можем сделать вывод, что установленныетарифы не обоснованы.
Проведем анализ еще одного региона – Северного Кавказа:
Одной из главных задач филиала ОАО «МРСК СеверногоКавказа» – «Дагэнерго» является транспортировка электроэнергии пораспределительным сетям от 0,4 кВ до 110 кВ, обеспечивающая надежноеэлектроснабжение потребителей электроэнергией.
Филиал «Дагэнерго» доставляет электроэнергию потребителямРеспублики Дагестан на территории свыше 50,3 тыс. квадратных километров снаселением около 2,5 млн. человек. Для выполнения этой задачи он имеет на своембалансе:
– 4859 км воздушных линий электропередачи 35 -110кВ
– 30141 км линий 0,4–6–10 кВ
– 203 подстанции 35–110 кВ общей мощностью 2103,5 МВА
– 7353 трансформаторных пункта общей мощностью 1004 МВА.
В 2008 году филиал ОАО «МРСК Северного Кавказа» – «Дагэнерго»обеспечил транспортировку потребителям 4 млрд. 316 млн. 408 кВтчэлектроэнергии, из них потери (технологические и коммерческие составили 1 млрд.402 млн. 425 тыс. кВтч (32,5%), полезный отпуск электроэнергии потребителям – 2млрд. 914 млн. 060 тыс. кВтч).
Источником финансирования деятельности филиала является платаза услуги по передаче электроэнергии, которую устанавливает соответствующийрегиональный орган исполнительной власти. В Республике Дагестан таким органомявляется Республиканская служба по тарифам (РСТ РД). На 2009 годпостановлениями РСТ РД от 16 декабря 2008 года №28 «Об установлении тарифов науслуги по передаче электроэнергии по распределительным сетям республикиДагестан» и №29 «Об установлении индивидуальных тарифов для взаиморасчетов зауслуги по передаче электроэнергии Республики Дагестан» за услуги филиала ОАО «МРСКСеверного Кавказа» – «Дагэнерго» по передаче электроэнергии по своим сетямустановлена плата в размере 622,371 руб./МВтч, что на 15,7% выше, чем на 2008год.
В структуре затрат филиала, учтенных при установлении тарифана 2009 год, инвестиционная программа на новое строительство, развитие имодернизацию распредсетей и подстанционного оборудования составит 502 600 тыс.руб.
На ремонтную программу всей инфраструктуры силами своегоперсонала и сторонних ремонтных предприятий предусмотрено 278 218 тыс. руб.Определенная сумма должна быть затрачена на социальные нужды и выплату зарплатыперсоналу, насчитывающему более 3 тысяч человек, при этом среднемесячнаязарплата за 2008 г. составляет 10 тыс. 605 руб.
Только тарифная часть выплачиваемого филиалом «Дагэнерго»налога исчисляется суммой 164 млн. руб.
К объективным факторам роста тарифа на передачуэлектроэнергии относится повышение стоимости электрооборудования, опор ипровода.
Так, в 2008 году стоимость провода выросла на 30% по сравнениюс 2007 годом, а филиалу ежегодно необходимо заменять более 150 тонн провода.
В 2008 году филиалом заменены 3135 опоры. За год цена нажелезобетонные опоры возросла на 29%, деревянные – на 50%.
Произошло подорожание трансформаторов на величину от 9 до 27%,выросли цены и на ремонт трансформаторов. Силами филиала в 2008 году заменено49 трансформаторов и отремонтировано 600 трансформаторов.
Кроме того, на размер тарифа на передачу электроэнергиивлияет уровень культуры потребления населением электроэнергии, дисциплинаплатежей за энергоресурсы.
Например, в осенне-зимний период 2007–2008 гг. из-заперегруженности заменены по 10 трансформаторов в Кайтагском и Карабудахкентскомрайонах, по 11 – в Буйнакском, Гунибском и Кумухском районах, 15 – вБабаюртовском, 16 – в Унцукульском, 27 трансформаторов в Ботлихском. Следуетобратить внимание на тот факт, что замена этих трансформаторов произошла восенне-зимний максимум потребления. Это значит, что с наступлением холодоврезко растет потребление из-за массового включения неучтенных, зачастуюсамодельных обогревательных приборов. В конечном итоге и линии, итрансформаторы не выдерживают сверхпредельные нагрузки и выходят из строя. Врезультате, потребители на какой-то период остаются без электричества, филиалотвлекает от основной работы персонал на неплановые ремонты и несетнезапланированные материальные и финансовые затраты. В свою очередь, перегрузкипо вине потребителей отражаются на размере тарифов и бьют по карману самих жепотребителей.
Повышение культуры электропотребления означает такжеэнергосбережение. Электроэнергия – важный ресурс, цена которого постояннорастет. Поэтому применение эффективных люминесцентных и галагеновыхсветильников, утепление окон, дверей своих домов позволить получить реальнуюэкономию в семейном бюджете.
С другой стороны, проблемой остается относительно высокийуровень неучтенного потребления электроэнергии, деньги за которую не попадают вкассу энергопредприятия.
К сожалению, филиал «Дагэнерго» завершил 2008 год с убытками.Ожидаемые убытки составляют 842 млн. 399 тыс. руб. На это есть ряд объективныхпричин, главная из которых состоит в том, что тариф на передачу электроэнергиив республике еще не соответствует экономическому обоснованному уровню.
Следует также отметить, что общий долг всех потребителейэлектроэнергии Дагестана по данным ОАО «ДЭСК» сегодня составляет 758,5млн. руб. Наиболее крупными должниками являются оптовыепокупатели-перепродавцы: городские сети Махачкалы (408,0 млн. руб.), Кизилюрта(58,1 млн. руб.), Кизляра (21,7 млн. руб.). Это создает немалые трудности встабильном обеспечении электроэнергией потребителей республики.
Тем не менее, работники филиала «Дагэнерго» делают все, чтобыв домах дагестанцев постоянно был свет, тепло, а значит уют и комфорт.
2.4 Апробирование технологии
Оценка энергоэффективности региона в физических показателяхвключает в себя количество производимого валового регионального продукта врасчете на одну тонну условного топлива. Данные показатели сравниваются саналогичными показателями в странах Европейского союза и средними по РоссийскойФедерации.
Получаются неутешительные цифры. Если в Евросоюзе на однутонну условного топлива производится валового продукта на 6 000 долларов, вРоссии – на 1 800 долларов, то, скажем, в Пермском крае – только на 1 100долларов. Из этого следует, что наша энергетика сегодня неэффективна. Потеритоплива по всей сети достигают 70 процентов.
Большие потери возникают при выработке энергии, еетранспортировке, из-за несовершенных технологий по генерации. На западе, кпримеру, существует парогазовый цикл, который позволяет эффективно использоватьтопливо на единицу вырабатываемой энергии. Мы по всем этим параметрам сегодняотстаем.
При этом все разговоры про энергосбережение уходят в никуда.Причина этого в том, что энергетика развивается сама по себе, а эффективностьэнергопотребления сама по себе. Сегодня необходимо стратегию энергетики,подготовку всех мероприятий по развитию производства энергии проводитьпараллельно с мероприятиями по энергосбережению. То есть если, допустим,инвестиции в киловатт-час составляют 800 долларов и выше, то необходимоприкинуть, сколько же средств пойдет в энергосбережение. А в энергосбережениеобычно идет в четыре–пять раз меньше, то есть 200–300 долларов на одинкиловатт. При создании программ по развитию энергетического комплекса,необходимо рассматривать альтернативные позиции: что более эффективно или вэнергосбережение вложить средства, или в наращивание мощностей с цельюпреодоления дефицита энергии.
Необходимо создание агентства по энергосбережению на уровнерегиона, которое должно выступать контрагентом в части развитияэнергосберегающих технологий. Поскольку энергосбережение – это вопрос местногорегионального уровня.
Ни в коем случае. Предлагаемый концептуальный подход кформированию моделей государственного регулирования энергетического комплексаосновывается на дифференцированном подходе. Если предприятие имеет показателиэффективности на высоком уровне, то государство не регулирует такоепредприятие, кроме введения ограничений для естественных монополий.
Усилия государственных органов власти должны быть направленына активизацию инвестиционной и инновационной деятельности в региональномэнергетическом комплексе. А модели регулирования деятельности энергетическихпредприятий в условиях естественной монополии предполагают мультидеятельныйподход к формированию методов государственного регулирования. При этом степеньих взаимоотношений зависит от эффективности функционирования региональногоэнергетического комплекса. Чем эффективнее функционирует региональныйэнергетический комплекс – тем меньше государственное участие.
Последние решения Правительства РФ на госсовете в Ижевске попереходу страны на новую модель конкурентной экономики направлены напроизводство современных товаров высокого качества с конкурентнойсебестоимостью. При существующем состоянии российской энергетики(прогнозируемый дефицит электроэнергии к 2010 году и низкие показатели ееэффективности) – это миф. Для исправления сложившейся ситуации сегодня необходимосрочное введение дифференцированного подхода к управлению развитием энергетикии механизмов стимулирования внедрения технологических и организационных инноваций,как на региональном, так и на федеральном уровне.
Произведем расчет обоснованного тарифа по Волгоградскойобласти:
1) Предельная ценовая граница составляет 2100 руб./МВтч,исходя из практики и тарифов в общем.
2) Рассчитаем тариф исходя из формулы средневзвешанной. Поанализу по двум регионам и он составит: 622+655/2 = 638.5 руб. М / Втч
3) Исходя из данного тарифа рассчитаем тариф на следующийгод, исходя из того, что уровень изменился на 23%: 622+23% = 765 руб. М / Втч;
655+23% = 805 руб. М / Втч. Тогда средневзвешанный тарифсоставит: 765+805/2 = 785 руб. М / Втч.
4) Временнойинтервал устанавливаемый для пересмотра тарифов будет 5 лет.
3. Значение стандартов и сертификатов
Значение стандартов и сертификатов в области передачиэлектроэнергии, да и применительно к электроэнергии как к товару очень большое,как и в отношении любого другого товара. Для более успешного государственногорегулирования необходимы стандарты в области качества электроэнергии, а также вобласти передачи электроэнергии. Так же необходимо сертифицированный процесспередачи электроэнергии. Далее мы рассмотрим сертификацию процесса передачиэлектроэнергии и существующие стандарты в этой области
Электроэнергия как товар обладает рядом специфическихсвойств. Она непосредственно используется при создании других видов продукции иоказывает существенное влияние на экономические показатели производства икачества выпускаемых изделий. Понятие качества электрической энергии отличаетсяот понятия качества других товаров. Качество электроэнергии (КЭ) проявляетсячерез качество работы потребителей электроэнергии (ПЭ).
Качество электроэнергии
Любой продаваемый на рынке товар должен отвечать определеннымправовым критериям качества. Как правило, данные критерии устанавливаютсядоговором между сторонами. Однако для некоторых рынков (особенно находящихсяпод контролем монополистов) и некоторых товаров (особенно обеспечивающихнасущные нужды потребителей и общества) критерии качества устанавливаютсягосударством: в виде государственных стандартов качества, условийлицензирования соответствующей деятельности и других обязательных требований. Ктаким товарам относится и электроэнергия, подаваемая розничным потребителям.Оправданность вмешательства государства в отношения покупателя и продавцаэлектроэнергии не должна вызывать сомнений, что подтверждается крупнейшимиавариями энергосистем последних лет. При этом импульсом необратимых последствийдля современного общества могут послужить такие факторы, как возгораниенеисправного трансформатора на подстанции или отказ изношенного выключателя,неспособного справиться с отключением для локализации аварии.
Однако интерес потребителей в отношении соответствияэлектроэнергии нормативно установленным стандартам качества не ограничиваетсяудовлетворением их собственных, индивидуальных потребностей в электроэнергии.Изъяны функционирования энергосистем негативно отражаются не только наработоспособности отдельных предприятий или элементарном уровне комфортаотдельных семей: вызываемые ими последствия влекут мгновенный паралич системныхсвязей, обеспечивающих взаимодействие хозяйствующих субъектов, различных социальныхинфраструктур, технологическую и экологическую безопасность. Полное прекращениеэксплуатации отдельных производственных мощностей или технологических функцийможет привести к катастрофическим последствиям, как к техногенным, так иэкологическим. Следствием отключения от электроэнергии транспортнойинфраструктуры мегаполиса становится социальный хаос: прекращают работатьинформационные каналы, наступает коллапс систем жизнеобеспечения целыхрегионов.
Неудовлетворительное состоя-ние основных фондов предприятийэлектроэнергетики как макроэкономический фактор негативно сказывается на оценкеинвестиционного климата в народном хозяйстве. Износ оборудования приводит кдефициту электроэнергии и, как следствие, к вынужденному ограничению еепотребления, а значит, сдерживанию потенциала экономического роста страны,особенно в промышленности: считается, что на 1 руб. электропотребленияприходится около 30 руб. ВВП.
Таким образом, проблема качества электроэнергии, по нашемумнению, должна решаться как задача общенационального значения, чтоподразумевает компромисс всех заинтересованных сторон.
Качество электроэнергии на месте производства не гарантируетее качество на месте потребления. Характер самого производственного процессасущественно влияет на параметры качества электроэнергии. КЭ до и послевключения потребителя в точке его присоединения может быть различно. Посуществу КЭ можно было бы характеризовать термином «Электромагнитнаясовместимость» (ЭМС). Под ЭМС понимается способность оборудования нормально функционироватьв его электромагнитной среде, не создавая недопустимых электромагнитных помехдля другого оборудования, функционирующего в этой среде.
Соблюдение энергоснабжающими организациями и ПЭ показателейкачества позволяет не только экономить топливно-энергетические ресурсы, но идругие виды материальных ресурсов, часть которых при низком уровне качестваэлектроэнергии тратится на бракуемую и утилизируемую продукцию. В 1999 г.был введен в действие межгосударственный стандарт ГОСТ 13109–97 (Электрическаяэнергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качестваэлектрической энергии в системах электроснабжения общего назначения). Стандартустанавливает показатели и нормы качества электрической энергии в электрическихсетях систем электроснабжения общего назначения переменного трехфазного иоднофазного тока частотой 50 Гц в точках, к которым присоединяютсяэлектрические сети, находящиеся в собственности различных потребителейэлектрической энергии или приемники электрической энергии (точки общегоприсоединения).
Нормы
Нормы КЭ, установленные настоящим стандартом, являютсяуровнями электромагнитной совместимости для кондуктивных электромагнитных помехв системах электроснабжения общего назначения. При соблюдении указанных нормобеспечивается электромагнитная совместимость электрических сетейэлектроснабжения общего назначения и электрических сетей потребителейэлектрической энергии.
Согласно ГОСТ 13109–97 показателями КЭ являются:
установившееся отклонение напряжения от номинального
отклонение частоты
коэффициент искажения синусоидальности кривой напряжения
размах изменения напряжения
длительность провала напряжения
коэффициент временного перенапряжения
Обязательность контроля за качеством электрической энергииустановлена законодательными актами Российской Федерации:
– Закон Российской Федерации «О защите прав потребителей»1992 г.,
– Постановление правительства Российской Федерации «Обутверждении перечня товаров, подлежащих обязательной сертификации, и перечняработ и услуг, подлежащих обязательной сертификации» от 13.08.97 №1013.
И перечнем подзаконных правовых документов:
– Совместное Решение Госстандарта России и МинтопэнергоРоссии «О порядке введения Обязательной сертификации электрической энергии» от3 марта 1998 г.
– Временный порядок сертификации электрической энергии(Приложение 1 к совместному Решению от 3 марта 1998 г.),
– Приказ Минтопэнерго от 4 апреля 1998 г. №126 «Осертификации электрической энергии».
– Приказ Госстандарта Российской Федерации от 29 апреля1998 г. №182 «О выполнении совместного решения Госстандарта России иМинтопэнерго России о порядке введения обязательной сертификации электрическойэнергии».
В соответствии с указанными документами любаяэнергоснабжающая организация должна иметь Сертификат соответствия ГОСТ Р попоказателям качества электрической энергии. Для этой цели создаютсяиспытательные лаборатории по качеству электрической энергии (ИЛ КЭ) исоответствующие органы по сертификации КЭ, которые в установленном порядкепроходят аккредитацию в Госстандарте Российской Федерации. Порядок работы ИЛ КЭаналогичен порядку работы испытательных лабораторий в системе сертификации ГОСТР.[8]
Сертификация электроэнергии в силу своей значимости дляотрасли является одним из приоритетных направлений деятельности Национальнойассоциации потребителей электроэнергии.
Мы исходим из того, что каждый потребитель имеет право набесперебойное и надежное снабжение электрической энергией, вследствие чегосертификация рассматривается нами как важнейший и необходимый механизмобеспечения этих элементарных интересов. Сертификация – это не праздноебюрократическое изобретение: сертификат соответствия выдается электроснабжающейорганизации при положительных результатах испытания подаваемой электроэнергиина наличие ряда объективных характеристик, без которых немыслима энергетическаябезопасность потребителя. Речь, по существу, идет о критериях минимальнонеобходимого стандарта качества потребляемой электроэнергии. Неслучайносертификация сама по себе является не только обязательной процедуройподтверждения качества электроэнергии, но и необходимым условием лицензированиядеятельности по продаже электроэнергии гражданам.
В настоящий момент значительная часть энергоснабжающихорганизаций подает подключенным абонентам несертифицированную электроэнергию,подавляющее большинство сбытовых компаний реализует электроэнергию гражданам,не имея на это лицензии, что фактически является противозаконной деятельностью.
Национальная ассоциация потребителей электроэнергии (НАПЭ)как общественная организация, миссия которой – способствовать защите правпотребителей электроэнергии, весьма озабочена создавшимся положением.
Правовой режим сертификации электроэнергии
Правовое регулирование качественных стандартов электроэнергииопределяется ст. 542 Гражданского кодекса Российской Федерации, согласнокоторой качество подаваемой энергии должно соответствовать требованиям,установленным государственными стандартами и иными обязательными правилами.Данные требования определены п. 5.2 и 5.6 ГОСТ 13109–97. СоответствиеГОСТу должно быть подкреплено обязательной сертификацией электроэнергии враспределительных сетях, по которым она подается потребителям, чтопредусмотрено Постановлением Правительства Российской Федерации от 13 августа1997 г. №1013. Процедура сертификации регламентирована Правиламипроведения сертификации электрооборудования и электроэнергии, утвержденнымиПостановлением Госстандарта Российской Федерации от 16 июля 1999 г. №36 (вред. Постановлений Госстандарта Российской Федерации от 3 января 2001 г. №1и от 21 августа 2002 г. №80). Кроме того, сертификация является одним изусловий обязательного лицензирования деятельности по реализации электроэнергиигражданам (в соответствии с Постановлением Правительства Российской Федерацииот 6 мая 2005 г. №291).
Выше говорилось о том, чем может грозить потребителюподсоединение к сетям, по которым подается несертифицированная электроэнергия.Однако, как и любая противозаконная деятельность, продажа электроэнергии безсертификата соответствия (что в случае договора энергоснабжения с гражданамиавтоматически означает отсутствие лицензии) представляет угрозу для самогоправонарушителя – энергоснабжающей организации. При наличии арсенала правовыхсредств и в условиях тотального уклонения от получения сертификата (лицензии)органы внутренних дел, прокуратура, Ростехнадзор имеют возможность возбудитьсотни уголовных (по ст. 171 Уголовного Кодекса Российской Федерации «Незаконноепредпринимательство») и тысячи административных (например, по ст. 14.1Кодекса Российской Федерации об административных правонарушениях «Осуществлениепредпринимательской деятельности без государственной регистрации или безспециального разрешения (лицензии))» дел. В результате таких действийстатистика органов сертификации уже в скором времени свидетельствовала бы озаметном увеличении числа поданных заявок. Однако в конечном счете все, каквсегда, будет определять «цена вопроса».
Проблема сертификации электроэнергии обусловлена не изъянамиработы контролирующих органов, а неспособностью энергоснабжающих организацийобеспечить подачу электроэнергии, соответствующей требованиям ГОСТа. Даннаяпроблема, как уже говорилось, нуждается в системном решении: необходим плансертификации всей электроэнергетики России.
Еще в марте 2005 г., в рамках проверки ходаэкономических в отечественной электроэнергетике, Счетная палата РоссийскойФедерации пришла к выводу, что главная проблема отрасли – серьезный уровеньизношенности основных фондов. По разным оценкам, степень износа (амортизации)основных фондов в электроэнергетике составляет около 60%, (57,7% – по оценкамМинпромэнерго Российской Федерации, 70% – по мнению некоторых независимыхэкспертов), причем все специалисты разделяют точку зрения, что существуеттенденция к увеличению данной пропорции. Так, глава Минпромэнерго РоссийскойФедерации В. Христенко, выступая на заседании правительства 7 июня 2006 г.,признал, что «в то время как в целом по промышленности износ основных фондовуменьшается, в электроэнергетике старение основных фондов продолжается». Из-завысокого износа оборудования растут потери электроэнергии в распределительныхсетях (которые подлежат сертификации). В столичной электроэнергетическойсистеме, крупнейшей по мощности и сбыту электроэнергии среди 74 региональныхэнергосистем, износ основных фондов, по признанию руководителя Московскойобъединенной энергетической компании А. Ремизова, ныне достигает 63–65%. Вдругих регионах данный показатель нередко превышает 70%. Между тем всоответствии с международными стандартами износ свыше 45% считается критическимпорогом для энергетической безопасности страны.
Таким образом, для достижения установленных ГОСТомкачественных стандартов, а значит, для энергетической безопасности отдельныхпотребителей и общества в целом, а также решения связанных с качествомэлектроэнергии экономических задач понадобится существенное обновление основныхфондов электроэнергетики, то есть замена или ремонт огромного числа единицустаревшего оборудования. В то же время, с учетом катастрофического состояния,в котором находится оборудование российских электросетей, сертификация – это нетолько необходимость, предписанная законом, – она абсолютно безотлагательна вконтексте предупреждения возможности энергетической катастрофы.
Остается выяснить, сколько это будет стоить и кому за этопридется заплатить, т. к. большая часть оборудования, используемого дляподачи электроэнергии потребителям, принадлежит сетевой компании (ФСК).
Существуют различные мнения по вопросу об объемефинансирования для покрытия расходов на модернизацию устаревшего оборудования,однако ни у кого не вызывает сомнения порядок цифр – речь идет о десятках млрдруб. ежегодных инвестиций. Например, комиссия РАО «ЕЭС России», расследовавшаяпричины московской аварии в мае 2005 г., подсчитала, что для заменыустаревшего оборудования (подстанций и кабельных линий) в Москве и Московскойобласти необходимы ежегодные затраты в размере не менее 3 млрд руб. Такимобразом, учитывая, что доля столичного региона составляет около 10% от общегообъема энергомощностей, на обновление всех российских сетей потребуется 30 млрдруб. в год.
Следует отметить, что цифры по-прежнему будутастрономическими, если подсчеты ограничатся утилитарными нуждами сертификации,которая не предполагает обновления всего парка оборудования. По результатамотбора для сертификационных испытаний может быть проверено от 50 до 5%заявленных на сертификацию распределительных электрических сетей – таковонормативно установленное условие сертификации. При этом замена даже однойединицы устаревшего оборудования, обслуживающего электросети, как необходимоеусловие соответствия показателей электроэнергии требованиям ГОСТа 13109–97обойдется в сотни тыс. руб., а проверяться могут сотни, в некоторых случаях – тысячиединиц. Доля оборудования, которая не будет удовлетворять требованиямсертификации, по официальным данным, составляет около 60%. Кроме того,колоссальных расходов потребует и сам процесс сертификации: географические иклиматические условия страны порой серьезно затрудняют как испытания на многихобъектах, так и доступ к ним.
Между тем, несмотря на то что в соответствии с Приказом РАО «ЕЭСРоссии» от 25 октября 2005 г. №703 электросетевым и неразделеннымкомпаниям предписывалось в месячный срок заключить с органами по сертификациидоговоры на проведение сертификации электрической энергии, с тем чтобы в первомквартале 2006 г. был получен первый сертификат, а в 2007 г. полностьюзавершить сертификацию, в настоящее время подавляющее число данных компанийработает без сертификатов и, соответственно, без лицензий на продажуэлектроэнергии гражданам.
Выводы:
1) Потребителю электроэнергии гарантируется снабжениеэлектроэнергией определенного стандарта качества, что обусловлено, с однойстороны, монопольной системной электроснабжения, а с другой – чрезвычайнойважностью качества подаваемой электроэнергии как ресурса функционирования,жизнеобеспечения и безопасности отдельных потребителей и как ключевогомакросистемного фактора. Стандарты качества определены в ГОСТ 13109–97.
2) Подтверждение гарантии качества электроэнергииосуществляется посредством ее сертификации.
3) Обеспечение электроснабжающими организациями стандартакачества электроэнергии затруднено в силу высокой степени изношенностиоборудования.
4) Электроснабжающие организации не имеют возможностиосуществлять возмещаемые расходы на сертификацию.
5) Государство не должно занимать либеральную позицию ввопросах качества электроэнергии.
6) Решение задачи обеспечения качества электроэнергиизаключается в скорейшем обновлении оборудования (выгодном потребителю):отсутствие дефицита мощности позволит снять ограничения на потребление,модернизированная отрасль получит приток инвестиций, заработает системныйфактор роста ВВП, применение новых технологий повлечет удешевление электроэнергиии так далее.
4. Правила обеспечения безопасности передачиэлектроэнергии по сетям
4.1 Парниковый эффект
Количественно величина парникового эффекта определяется какразница между средней приповерхностной температурой атмосферы планеты и её эффективнойтемпературой. Парниковый эффект существенен для планет с плотными атмосферами,содержащими газы, поглощающие излучение в инфракрасной области спектра, ипропорционален плотности атмосферы. Следствием парникового эффекта являетсятакже сглаживание температурных контрастов как между полярными иэкваториальными зонами планеты, так и между дневными и ночными температурами
Природа парникового эффекта
Прозрачность атмосферы Земли в видимом и инфракрасномдиапазонах (поглощение и рассеивание):
1. Интенсивность солнечной радиации и инфракрасного излученияповерхности Земли – даны спектральные интенсивности без учёта и с учётомпоглощения
2. Суммарное поглощение и рассеивание в атмосфере взависимости от длины волны
3. Спектры поглощения различных парниковых газов и рэлеевскоерассеяние. Парниковый эффект атмосфер обусловлен их различной прозрачностью ввидимом и дальнем инфракрасном диапазонах. На диапазон длин волн 400–? 1500 нм(видимый свет и ближний инфракрасный диапазон) приходится 75% энергии солнечногоизлучения, большинство газов не поглощают в этом диапазоне; рэлеевскоерассеяние в газах и рассеяние на атмосферных аэрозолях не препятствуютпроникновению излучения этих длин волн в глубины атмосфер и достижениюповерхности планет. Солнечный свет поглощается поверхностью планеты и еёатмосферой (особенно излучение в ближней УФ- и ИК-областях) и разогревает их.Нагретая поверхность планеты и атмосфера излучают в дальнем инфракрасномдиапазоне: так, в случае Земли () 75% теплового излучения приходится на диапазон7,8–28 мкм, для Венеры () – 3,3–12 мкм.
Атмосфера, содержащая газы, поглощающие в этой областиспектра (т. н. парниковые газы – H2O, CO2, CH4), существенно непрозрачна длятакого излучения, направленного от её поверхности в космическое пространство,то есть имеет в ИК-диапазоне большую оптическую толщину. Вследствие такойнепрозрачности атмосфера становится хорошим теплоизолятором, что, в своюочередь, приводит к тому, что переизлучение поглощённой солнечной энергии вкосмическое пространство происходит в верхних холодных слоях атмосферы. Врезультате эффективная температура Земли как излучателя оказывается болеенизкой, чем температура её поверхности.
Влияние парникового эффекта на климат Земли
Исходя из того, что «естественный» парниковый эффект – этоустоявшийся, сбалансированный процесс, увеличение концентрации «парниковых»газов в атмосфере должно привести к усилению парникового эффекта, который всвою очередь приведет к глобальному потеплению климата. Количество CO2 ватмосфере неуклонно растет вот уже более века из-за того, что в качествеисточника энергии стали широко применяться различные виды ископаемого топлива(уголь и нефть). Кроме того, как результат человеческой деятельности ватмосферу попадают и другие парниковые газы, например, метан, закись азота ицелый ряд хлоросодержащих веществ. Несмотря на то, что они производятся вменьших объёмах, некоторые из этих газов куда более опасны с точки зренияглобального потепления, чем углекислый газ.
Деятельность человека приводит к повышению концентрациипарниковых газов в атмосфере. Увеличение концентрации парниковых газов приведетк разогреву нижних слоев атмосферы и поверхности земли. Любое изменение вспособности Земли отражать и поглощать тепло, в том числе вызванное увеличениемсодержания в атмосфере тепличных газов и аэрозолей, приведет к изменениютемпературы атмосферы и мировых океанов и нарушит устойчивые типы циркуляции ипогоды.
Тем не менее, ведутся ожесточенные споры вокруг того, какоеконкретно количество этих газов вызовет потепление климата и в какой степени, атакже как скоро это произойдет. Даже когда изменение климата действительнопроисходит, в этом трудно быть стопроцентно уверенным. Мировые средниетемпературы могут сильно колебаться в пределах нескольких лет и десятилетий – причемпо естественным причинам. Проблема в том, что считать средней температурой, ина основании каких критериев судить, действительно ли она изменилась в ту илидругую сторону.
В конце восьмидесятых – начале девяностых годов XX веканесколько лет подряд среднегодовая глобальная температура была выше обычной.Это вызвало опасения в том, что вызванное человеческой деятельностью глобальноепотепление уже началось. Среди ученых существует консенсус, что за последниесто лет среднегодовая глобальная температура поднялась на 0,3 – 0,6 градусовЦельсия. Существует научный конценсус, что жизнедеятельность человека являетсяосновным фактором который влияет на текущее повышение температуры на земле.
Возможно, однако, что существующий скепсис в вопросеглобального потепления порожден корпорациями, которым не выгодно сокращать илиадаптировать свое производство. Многие компании содержали «своих» ученых,которые должны были опровергать влияние человека на климат.
4.2 Киотский протокол
Статус соглашения
Участие стран в Киотском протоколе. Страны, подписавшие иратифицировавшие Протокол
Страны, подписавшие, но отказавшиеся ратифицировать Киотскийпротокол (США)
По состоянию на 26 марта 2009 Протокол был ратифицирован 181страной мира (совокупно ответственными за более чем 61% общемировых выбросов).Заметным исключением из этого списка являются США. Первый период осуществленияпротокола начался 1 января 2008 и продлится пять лет, до 31 декабря 2012, послечего, как ожидается, на смену ему придёт новое соглашение, предположительнодостигнутое в декабре 2009 на конференции ООН в Копенгагене.
Детали соглашения
Количественные обязательства
Киотский протокол стал первым глобальным соглашением обохране окружающей среды, основанным на рыночных механизмах регулирования – механизмемеждународной торговли квотами на выбросы парниковых газов.
Страны Приложения B Протокола определили для себяколичественные обязательства по ограничению либо сокращению выбросов на периодс 1 января 2008 до 31 декабря 2012 года. Цель ограничений – снизить в этотпериод совокупный средний уровень выбросов 6 типов газов (CO2, CH4,гидрофторуглеводороды, перфторуглеводороды, N2O, SF6) на 5,2% по сравнению суровнем 1990 года.
Основные обязательства взяли на себя индустриальные страны:
Евросоюз должен сократить выбросы на 8%
Япония и Канада – на 6%
Страны Восточной Европы и Прибалтики– в среднем на 8%
Россия и Украина – сохранить среднегодовые выбросы в 2008–2012годах на уровне 1990 года
Развивающиеся страны, включая Китай и Индию, обязательств насебя не брали.
Обязательства на последующие годы будут предметом сериипереговоров, которая была открыта на первой Встрече сторон Киотского протокола(MOP‑1 – англ. Meeting of the Parties to the Kyoto Protocol), прошедшей в ноябре–декабре 2005 года в Монреале.
Механизмы гибкости
Протокол также предусматривает так называемые механизмыгибкости:
– торговлю квотами, при которой государства илиотдельные хозяйствующие субъекты на его территории могут продавать или покупатьквоты на выбросы парниковых газов на национальном, региональном илимеждународном рынках;
– проекты совместного осуществления – проекты посокращению выбросов парниковых газов, выполняемые на территории одной из странПриложения I РКИК полностью или частично за счёт инвестиций другой страныПриложения I РКИК;
– механизмы чистого развития – проекты по сокращениювыбросов парниковых газов, выполняемые на территории одной из стран РКИК(обычно развивающейся), не входящей в Приложение I, полностью или частично засчёт инвестиций страны Приложения I РКИК.
– Механизмы гибкости были разработаны на 7‑йКонференции сторон РКИК (COP‑7), состоявшейся в конце 2001 года вМарракеше (Марокко), и утверждены на первой Встрече сторон Киотского протокола(MOP‑1) в конце 2005.
Киотский протокол и Россия
Федеральный закон «О ратификации Киотского протокола кРамочной конвенции Организации Объединённых Наций об изменении климата» былпринят Госдумой РФ 22 октября 2004 года и одобрен Советом Федерации 27 октября2004. Президент РФ Владимир Путин подписал его 4 ноября 2004 года (под №128‑фз).Протокол вступил в силу 16 февраля 2005 года, через 90 дней после официальнойпередачи документа о ратификации его Россией в Секретариат РКИК 18 ноября 2004(для вступления его в силу была необходима ратификация государствами, на долюкоторых приходилось бы не менее 55% выбросов парниковых газов). Первый периодосуществления протокола начался 1 января 2008 года и завершится 31 декабря2012.
В течение первого года действия Киотского протокола, 2005,его механизм на территории России так и не начал действовать – созданиенациональной биржи по торговле квотами на выбросы парниковых газов фактическибыло приостановлено на неопределённый срок, отсутствали и проекты совместногоосуществления по замене оборудования российских предприятий на более эффективноеи экологически чистое. Причина состояла в отсутствии документов, необходимыхдля создания национального реестра выбросов парниковых газов.
В марте 2006 года на заседании Правительства РоссийскойФедерации был рассмотрен вопрос о реализации положений Киотского протокола.Министерству экономического развития и торговли вместе с другими федеральнымиорганами власти было поручено в течение двух месяцев подготовить концепциюпроекта законодательного акта, регулирующего вопросы реализации в РоссийскойФедерации Киотского протокола. Кроме того, в течение одного месяца должен бытьподготовлен документ, регулирующий применение статьи 6 Киотского протокола,согласно которой Россия может привлекать инвестиции в проекты совместногоосуществления.
К началу 2008 года в России были готовы процедуры работы поКиотскому протоколу, на официальном сайте РКИК ООН были представлены порядка 50проектов совместного осуществления из России. В России работают международныекомпании, такие как консультанты CAMCO и Global-Carbon, орган по проведениюнезависимой экспертизы проектов по сокращению выбросов (детерминации) SGS, атакже один из крупнейших покупателей квот шведский концерн Tricorona Ab(Трикорона ОАО).
4.3 Экономия электроэнергии
Меры против растраты электроэнергии
Улучшение технологий должно повысить КПД систембесперебойного энергоснабжения, особенно при их частичной загруженности. Речьидет далеко не о мелочах: к примеру, как обещают производители, для установкимощностью 40 кВА экономия составит около 8700 кВтхч в год.
За исключением коротких перерывов на техническоеобслуживание, системы ИБП эксплуатируются по 24 часа в сутки на протяжениимногих лет. Теряемая мощность, какой бы незначительной она ни казалась напервый взгляд, суммируется в огромные цифры расходов и отрицательноговоздействия на окружающую среду. Поэтому производители систем ИБП активноработают над улучшением КПД. Недавно предложенный подход для выпрямителей ипреобразователей тока, названный «фиксацией нейтральной точки» (Neutral PointClamp, NPC), позволил добиться заметного скачка в производительности.
Предприятия стали уделять особое внимание энергоэффективнымсистемам ИТ с тех пор, как вопрос заботы о климате стал доминировать вобщественных дискуссиях, а затраты на электроэнергию стремительно скакнуливверх при отсутствии перспектив прекращения роста цен. Первыми кандидатами напринятие мер по оптимизации потребления ресурсов оказываются центры обработкиданных. Списки расточителей энергии возглавляют ИБП. Поскольку они не делаютничего другого, кроме обеспечения энергией подключенных устройств, в том числев случае потери питания от сети, кажется, что они расходуют электричествокрайне расточительно.
При этом часто забывают, что системы ИБП работают безперерывов. Они постоянно преобразуют переменный ток из сети в постоянный токдля питания батареи, чтобы потом, в случае отказа основной сети, поддержатьподачу энергии. Однако для питания подключенных устройств необходима обратнаятрансформация.
Такой двойной процесс преобразования приводит к вынужденнымпотерям и проявляется в виде выделения тепла. Это нецелевое потребление энергиивлияет на две статьи расходов: затраты на эксплуатацию системы ИБП и наклиматизацию. Чем меньше КПД, представляющий собой соотношение полученной иотданной мощности, тем больше электроэнергии преобразуется в тепло, что, в своюочередь, усиливает потребность в охлаждении.
Поскольку на протяжении десятилетнего срока службы систем ИБПкаждый дополнительный процент КПД не только заметно сокращает эксплуатационныерасходы, но и снижает выброс CO2, новые концепции ИБП фокусируются на повышенииКПД (см. Рисунок 1). Современные устройства, как правило, обеспечивают хорошиепоказатели КПД, которые составляют 92% и более. Дальнейшие улучшения возможныблагодаря применению передовых вентилей статических преобразователей тока.Системы с цифровыми компонентами на биполярных транзисторах с изолированнымзатвором (Isolated Gate Bipolar Transistor, IGBT) позволяют добиться значенийКПД более 96%. В новейших системах эта технология используется не только винверторах, но и в выпрямителях.
ПОВЫШЕНИЕ КПД
Однако достижение высокого КПД возможно лишь при правильнойнагрузке на системы ИБП. Оптимальная загруженность при постоянной работесоставляет 70–90%. Прежде чем принимать решение о приобретении, у производителяследует поинтересоваться относительно способа измерения конкретного КПД. Какправило, его значение указывается для эксплуатации при полной нагрузке, причемизмерение КПД осуществляется в реальной инсталляции.
Лишь немногие системы ИБП работают на пределе своихвозможностей. Традиционна частичная загрузка, особенно при избыточномоснащении, столь характерном для центров обработки данных, т.е. следуетисходить из более низких показателей КПД при частичной загрузке, а значит, избольшой потери энергии.
Именно на эту проблему направлено внимание при разработкесовременных подходов к дальнейшей оптимизации. Цель – добиться того, чтобы приэксплуатации систем ИБП в режиме неблагоприятной нагрузки КПД не ухудшалсястоль значительно, как раньше. За последнее время в этом направлении достигнутбольшой прогресс. К примеру, Alpha Technologies включила в свой продуктовыйпортфель серию устройств ИБП с КПД выше 96% при полной загрузке, причем егозначение не опускается ниже 92% в случае малой загруженности. Такимихарактеристиками модель обязана технологии «фиксации нейтральной точки»(Neutral Point Clamp, NPC).
Для преобразования постоянного тока из батареи в переменныйток в двойных преобразователях класса VFI SS III применяются полумостовые (HalfBridge) инверторы. Ориентируясь на некоторую точку отсчета (как правило,нулевую), традиционные преобразователи работают с двумя уровнями напряжения. Всовременных ИБП вместо обычных двухуровневых преобразователей (2‑LevelInverter) устанавливаются инверторы на основе трехуровневого NPC. Этипреобразователи среднего напряжения оказываются очень эффективными в широкомдиапазоне частот переключений.
Для реализации такого подхода вентили статическихпреобразователей тока (IGBT) соединены последовательно и работают черезфиксирующие диоды (Clamp Diodes) и конденсаторы промежуточного контура в такназываемом трехуровневом режиме (Three Level Mode) (см. Рисунок 2). Тем самымдостигается более рациональное использование полупроводниковых переключателей,а кривая выходного напряжения становится гораздо ровнее. При одновременномсокращении гармонических колебаний, воздействующих на систему в виде искажений,КПД значительно повышается.
Что из этого следует? Прежде всего, меньшее искажениенапряжения, причем при любой степени загруженности системы. Далее, при высокихнапряжениях становится возможным использование компонентов, предназначенных дляболее низких напряжений. Решающее преимущество: теряемая мощность сокращаетсядо минимума. Теперь на входе и выходе можно реализовать трехфазные системы ИБП,не чувствительные к колебаниям напряжения и нагрузки. Одновременнообеспечиваются идеальный синусоидальный сигнал и максимальная электрическаямощность.
Стоимость системы 40 кВА с технологией NPC превышаетстоимость систем такого же уровня мощности традиционной конструкции вследствиеприменения более дорогих компонентов на выходе. Однако дополнительные затратына приобретение технически более совершенного решения окупаются, по оценкампроизводителя, уже через год: экономия потребляемой электроэнергии составляетоколо 8700 кВтхч. Это снижает расходы на электроэнергию при эксплуатации ИБПприблизительно на 1900 евро в год, а на охлаждение – до 600 евро. Выброс CO2сокращается на 6 т.
5. Оценка эффективности внедрения разработки
5.1 Формирование технологии оценки
Оценка энергоэффективности региона в физических показателяхвключает в себя количество производимого валового регионального продукта врасчете на одну тонну условного топлива. Данные показатели сравниваются саналогичными показателями в странах Европейского союза и средними по РоссийскойФедерации.
Получаются неутешительные цифры. Если в Евросоюзе на однутонну условного топлива производится валового продукта на 6 000 долларов, вРоссии – на 1 800 долларов, то, скажем, в Пермском крае – только на 1 100долларов. Из этого следует, что наша энергетика сегодня неэффективна. Потеритоплива по всей сети достигают 70 процентов.
Большие потери возникают при выработке энергии, еетранспортировке, из-за несовершенных технологий по генерации. На западе, кпримеру, существует парагазовый цикл, который позволяет эффективно использоватьтопливо на единицу вырабатываемой энергии. Мы по всем этим параметрам сегодняотстаем.
При этом все разговоры про энергосбережение уходят в никуда. Причинаэтого в том, что энергетика развивается сама по себе, а эффективностьэнергопотребления сама по себе. Сегодня необходимо стратегию энергетики,подготовку всех мероприятий по развитию производства энергии проводитьпараллельно с мероприятиями по энергосбережению. То есть если, допустим,инвестиции в киловатт-час составляют 800 долларов и выше, то необходимоприкинуть, сколько же средств пойдет в энергосбережение. А в энергосбережениеобычно идет в четыре–пять раз меньше, то есть 200–300 долларов на одинкиловатт. При создании программ по развитию энергетического комплекса,необходимо рассматривать альтернативные позиции: что более эффективно или вэнергосбережение вложить средства, или в наращивание мощностей с цельюпреодоления дефицита энергии.
Необходимо создание агентства по энергосбережению на уровнерегиона, которое должно выступать контрагентом в части развитияэнергосберегающих технологий. Поскольку энергосбережение – это вопрос местногорегионального уровня.
Учитывая глобальный экономический кризис и ваши предложенияпо тарифной политике, получается, что мы снова должны перейти к тотальномугосударственному регулированию?
Ни в коем случае. Предлагаемый концептуальный подход кформированию моделей государственного регулирования энергетического комплексаосновывается на дифференцированном подходе. Если предприятие имеет показателиэффективности на высоком уровне, то государство не регулирует такоепредприятие, кроме введения ограничений для естественных монополий.
Усилия государственных органов власти должны быть направленына активизацию инвестиционной и инновационной деятельности в региональномэнергетическом комплексе. А модели регулирования деятельности энергетическихпредприятий в условиях естественной монополии предполагают мультидеятельныйподход к формированию методов государственного регулирования. При этом степеньих взаимоотношений зависит от эффективности функционирования региональногоэнергетического комплекса. Чем эффективнее функционирует региональныйэнергетический комплекс – тем меньше государственное участие.
Последние решения Правительства РФ на госсовете в Ижевске попереходу страны на новую модель конкурентной экономики направлены напроизводство современных товаров высокого качества с конкурентнойсебестоимостью. При существующем состоянии российской энергетики(прогнозируемый дефицит электроэнергии к 2010 году и низкие показатели ееэффективности) – это миф. Для исправления сложившейся ситуации сегоднянеобходимо срочное введение дифференцированного подхода к управлению развитиемэнергетики и механизмов стимулирования внедрения технологических иорганизационных инноваций как на региональном, так и на федеральном уровне.
5.2 Оценка ожидаемого экономического эффекта иэффективности
Нормирование и снижение потерь электроэнергии в электрическихсетях: результаты, проблемы, пути решения
В 2004 г. вышли новые директивные документы, давшиеимпульс для дальнейшего развития работ. Первый из них – «Основы ценообразованияв отношении электрической и тепловой энергии в РФ», утвержденные ПостановлениемПравительства РФ от 26.02.2004 №109. В п. 64 разд. VI этого документасказано: «…Тарифы на услуги по передаче электрической энергии пораспределительным сетям определяются путем деления необходимой валовой выручкиорганизаций, оказывающих данные услуги (в том числе с привлечением другихорганизаций), на суммарную присоединенную (заявленную) мощность потребителейуслуг в расчетном периоде регулирования и дифференцируются по уровнямнапряжения и иным критериям, установленным законодательством РФ, в соответствиис методическими указаниями, утверждаемыми Федеральной службой по тарифам. Вуказанных тарифах учитываются расходы на оплату нормативных технологическихпотерь, не включенных в тарифы (цены) на электрическую энергию (мощность), вцелях компенсации экономически обоснованных расходов организаций, оказывающихуслуги по передаче электрической энергии, на покупку электрической энергии вобъемах, необходимых для покрытия нормативных технологических потерь. Нормативытехнологических потерь утверждаются Министерством энергетики РФ…».
Во исполнение этого постановления приказом ФСТ России от06.08.2004 №20‑Э/2 утверждены «Методические указания по расчетурегулируемых тарифов и цен на электрическую (тепловую) энергию на розничном(потребительском) рынке». В п. 44 этих Указаний установлена дифференциацияразмера тарифа на услуги по передаче электрической энергии в виде экономическиобоснованной ставки по четырем уровням напряжения в точке подключенияпотребителя (покупателя, другой энергоснабжающей организации) к электрическойсети рассматриваемой организации: на высоком напряжении (ВН) 110 кВ и выше; насреднем первом напряжении (СН1) 35 кВ; на среднем втором напряжении (СН2) 20–1кВ; на низком напряжении (НН) 0,4 кВ и ниже. В п. 52 Указаний приведеныформулы для расчета ставки, учитывающей оплату нормативных потерь(технологического расхода) электрической энергии на ее передачу по сетямуказанных уровней напряжения.
Порядок определения потерь в электрических сетях и оплатыэтих потерь детализирован в разделе V, пп. 36–42 Правилнедискриминационного доступа к услугам по передаче электрической энергии иоказания этих услуг, утвержденных Постановлением Правительства РФ от 27.12.2004№861. Пунктом 3 этого же Постановления Министерству промышленности и энергетикиРФ поручено разработать и утвердить методику определения нормативных ифактических потерь электрической энергии в электрических сетях. В соответствиис пунктом 5.2.6. Положения о Минпромэнерго РФ, утвержденного ПостановлениемПравительства РФ от 16.04.2004 №284, «…Министерство промышленности и энергетикиРоссийской Федерации самостоятельно принимает нормативы удельного расхода,нормативы создания запасов топлива, нормативы технологических потерьэлектрической и тепловой энергии, углеводородного сырья…».
Во исполнение Постановлений Правительства РФ от 26.02.2004 №109,от 16.06.2004 №284, от 27.12.2004 №861 и для практической реализации Порядкаопределения потерь в электрических сетях и оплаты этих потерь приказомМинпромэнерго РФ от 04.10.2005 №267 утверждено и за №7122 от 28.10.2005зарегистрировано в Минюсте РФ «Положение об организации в Министерствепромышленности и энергетики РФ работы по утверждению нормативов технологическихпотерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям» (далее – Положение).
Цель нормирования, согласно Положению, – снижение потерьэлектроэнергии в электрических сетях до технико-экономически обоснованногоуровня или поддержание потерь на этом уровне, а также обоснование тарифов науслуги по передаче электрической энергии по электрическим сетям.
Под технологическими потерями (расходом) электроэнергии приее передаче по электрическим сетям в Положении понимаются потери в линиях иоборудовании электрических сетей, обусловленные физическими процессами,происходящими при передаче электроэнергии в соответствии с техническимихарактеристиками и режимами работы линий и оборудования с учетом расходаэлектроэнергии на собственные нужды подстанций и потерь, вызванных погрешностьюсистем учета электроэнергии. Нормативы технологических потерь (НТПЭ) –расчетные значения технологических потерь, определяемые в соответствии сПоложением в процентах от величины отпуска электроэнергии в сетьэлектроснабжающей организации. Для ФСК и МСК НТПЭ определяется в процентах ототпуска электроэнергии из сети своей компании.
Введено понятие норматива потерь как суммы нормативатехнологических потерь и норматива снижения потерь электроэнергии. Тем самымсоздан механизм не только для расчета и обоснования норматива технологическихпотерь электроэнергии, но и для его выполнения за счет разработки и внедренияпрограммы по снижению потерь. Это особенно важно для тех электросетевыхпредприятий, у которых нормативные технологические потери в 1,5 и более разменьше, чем фактические. В этом случае появляется возможность не искусственнозавышать норматив технологических потерь, а разработать, обосновать, утвердитьи реализовать программу снижения потерь и учесть ее в нормативе, но собязательной последующей отчетностью о выполнении этой программы. В случаеневыполнения контролирующие органы вправе на следующий регулируемый периодвычесть из норматива технологических потерь невыполненный норматив снижения.
В составе Положения разработан и утвержден «Порядок расчета иобоснования нормативов технологических потерь электроэнергии при ее передаче поэлектрическим сетям», в котором за основу приняты известные схемно-техническиеметоды расчета потерь электроэнергии [1] с их уточнениями и дополнениями поотдельным составляющим [3, 5, 6].
РЕЗУЛЬТАТЫ
Во исполнение приказа Минпромэнерго РФ от 13.01.2006 №3образована комиссия министерства по утверждению нормативов технологическихпотерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям, нормативовудельного расхода топлива на отпущенную электрическую и тепловую энергию от тепловыхэлектростанций и удельных нормативов технологических потерь при передачетепловой энергии. В состав комиссии включены сотрудники Департамента ТЭКМинпромэнерго РФ и ведущие специалисты научных, проектных и других организаций.Во исполнение п. 4 того же приказа в первом квартале 2006 г.проведено обучение около 200 экспертов по экспертизе материалов по нормативампотерь электроэнергии. Учебная программа обучения, методические рекомендации поэкспертизе, типовая структура экспертного заключения, типовые требования кпрограммному обеспечению по расчету нормативов потерь по поручениюМинпромэнерго РФ разработаны специалистами филиала ОАО «НТЦэлектроэнергетики» – ВНИИЭ.
С целью оперативного анализа эффективности примененияПоложения в практике работы организаций, оказывающих услуги по передачеэлектроэнергии, на сайте Минпромэнерго РФ сформирован соответствующий раздел,на котором размещались текущая информация по утверждению нормативов, повопросам и ответам по порядку расчета, экспертизы и рассмотрения нормативов.
За период с июня по декабрь 2006 г. проведено 14заседаний комиссии по утверждению нормативов, на которых были рассмотреныобосновывающие материалы и экспертные заключения по нормативам технологическихпотерь электроэнергии в электрических сетях 629 организаций, в том числе: 127городских электрических сетей, 113 электрических сетях филиалов ОАО «РЖД»,46 электрических сетях ОАО «Газпром», 41 распределительной сетевойкомпании и 302 прочих электрических сетях [7]. Кроме того, были рассмотрены и утвержденынормативы технологических потерь электроэнергии при ее передаче поэлектрическим сетям ОАО «ФСК ЕЭС». Потери электроэнергии в сетях этихорганизаций составляют около 64% от суммарных потерь электроэнергии вэлектрических сетях России. Расчет показал, что в рассмотренной комиссиейсовокупности электрических сетей (без сетей ОАО «ФСК ЕЭС») нормативтехнологических потерь в 2007 г. по отношению к потерям 2005 г. былснижен с 9,77% до 8,51% от отпуска электроэнергии в сеть. В абсолютномисчислении это соответствует (с учетом возможного роста потерь из-за увеличенияотпуска электроэнергии в сеть) снижению потерь в 2007 г. по отношению к2005 г. примерно на 6,4 млрд. кВт·ч. в год [7].
Главный результат выполненной в 2006 г. и первойполовине 2007 г. работы по нормированию технологических потерьэлектроэнергии в электрических сетях состоит в созданииорганизационно-методической технологии государственного контроля ирегулирования одного из важнейших показателей эффективности работыэлектрических сетей. Не менее важный результат – активизация работы сетевыхкомпаний по расчетам технических потерь электроэнергии, созданиюсоответствующих баз данных для выполнения этих расчетов, выявления резервов,локализации мест повышенных потерь, разработки программ снижения потерь.
В ходе работы была выявлена необходимость в дальнейшемсовершенствовании методов и программ расчета потерь, балансов электроэнергиикак в целом по сети, так и с разбивкой по уровням напряжения, всовершенствовании системы учета электроэнергии.
ПРОБЛЕМЫ
Проблемы, возникшие на этапах подготовки обосновывающихматериалов по нормативам потерь, их экспертизы, рассмотрения и утверждения,можно разбить на три группы: для электросетевых организаций, для экспертныхорганизаций и для комиссии Минпромэнерго РФ по утверждению нормативов.
Электросетевые организации столкнулись со следующимитрудностями:
отсутствием у некоторых организаций (особенно небольшихпромышленных предприятий, отдельных предприятий РЖД и др.) программногообеспечения и необходимостью сбора достоверных исходных данных для расчетовнормативов потерь (паспортных данных и измеренных режимных параметровоборудования электрических сетей и т.п.);
отсутствием достаточного количества современных приборовучета электроэнергии для достоверного расчета балансов электроэнергии как посети в целом, так и по отдельным ее частям: по уровням напряжения, отдельнымподстанциям, линиям, выделенным участкам сети и т.п.;
отсутствием методик и приборов учета электроэнергии дляразделения потоков и соответственно потерь электроэнергии от собственногопотребления и на оказание услуг по передаче электроэнергии субабонентам;
недостаточным количеством персонала для сбора и обработкиданных по измерениям электроэнергии, нагрузок электрических сетей, выявлениябездоговорного и безучетного потребления электроэнергии;
отсутствием необходимых материальных, финансовых и людскихресурсов для практической реализации действенных программ и мероприятий поснижению потерь и боязнью в связи с этим показать фактические резервы этогоснижения;
отсутствием или недостаточностью взаимодействия сетевых,энергосбытовых компаний и операторов коммерческого учета в выявлении,локализации и ликвидации мест бездоговорного и безучетного потребления;
отсутствием действенной нормативно-правовой базы для борьбы сбездоговорным и безучетным потреблением электроэнергии;
сложностью и трудоемкостью расчетов нормативов потерь,особенно в распределительных электрических сетях 0,4 кВ, практическойневозможностью достоверной оценки точности этих расчетов;
отсутствием или недостаточной проработкой методов достовернойоценки технико-экономической эффективности мероприятий и программ сниженияпотерь электроэнергии, особенно мероприятий, связанных с совершенствованиемсистем учета электроэнергии, снижением коммерческих потерь электроэнергии;
проблемами разработки, согласования и утверждения сводныхпрогнозных балансов электроэнергии на регулируемый период из-за отсутствиясоответствующих методик и достоверной статистики по динамике составляющихбаланса (ситуация может еще более усложниться при необходимости утверждатьнормативы и тарифы на три года вперед);
недостаточностью мотиваций персонала сетевых, сбытовыхкомпаний и операторов коммерческого учета к снижению потерь электроэнергии вэлектрических сетях: в лучшем случае эта мотивация носит наказательный, а непоощрительный характер, в результате персонал больше боится лишения премии, чемготов рискнуть взять на себя дополнительные обязательства и получитьвознаграждение за их выполнение;
необходимостью в ряде случаев повышения квалификацииперсонала, его специальной подготовки для расчетов, анализа, обоснованиянормативов, разработки и внедрения мероприятий по снижению потерь, в том числевыявления безучетного и бездоговорного потребления электроэнергии.
Трудности работы экспертных организаций были обусловлены восновном следующими обстоятельствами:
зависимостью результатов экспертизы от заказчика, в качествекоторого, как правило выступала сетевая организация, подготовившаяобосновывающие материалы по нормативу потерь;
ограниченными временными ресурсами для проведениядостаточного глубокого анализа и достоверности исходных данных, принятых длярасчета и, соответственно, результатов расчетов по этим данным (по существу, вотдельных случаях для анализа высоких нормативов потерь необходимо было быпровести полноценный аудит работы экспертируемой сетевой организации, на что небыло ни времени, ни средств);
противоречивостью, нестыковками, низким качеством, а иногда иумышленными искажениями обосновывающих материалов по нормативам, представленныхэкспертируемой организацией и полученных от энергосбытовых компаний;
трудностями проверки достоверности исходных данных из-за ихнедостаточности, расчетного определения некоторых составляющих балансаэлектроэнергии вместо выполнения измерений и т.п.;
противодействием или нежеланием отдельных сетевых организацийучитывать замечания эксперта, выявленные в ходе экспертизы материалов;
отсутствием достоверной статистики абсолютных и относительныхфактических и нормативных (технологических) потерь электроэнергии вэлектрических сетях за ряд лет;
недостаточной квалификацией отдельных экспертов по подготовкеэкспертных заключений, соответствующих установленным требованиям.
Были определенные сложности и в работе Комиссии МинпромэнергоРФ по нормированию, в том числе:
большое количество организаций, оказывающих услуги попередаче электроэнергии, для которых необходимо утверждать нормативытехнологических потерь, – от ОАО «ФСК ЕЭС» до мелких заводов и фабрик собъемом услуг по передаче электрической энергии через свои сети, не превышающим1–2 млн. кВт·ч. в год;
сжатые сроки рассмотрения и утверждения нормативов, связанныесо сроками рассмотрения и утверждения в ФСТ России прогнозных балансовэлектроэнергии и тарифов на электроэнергию;
низкое качество и неполное представление обосновывающихматериалов по нормативам потерь отдельных электросетевых предприятий, а такжекачество ряда экспертных заключений на эти материалы отдельных экспертныхорганизаций, приводящие к необходимости перепроверки исходных данных ирезультатов расчета, привлечения дополнительных независимых экспертов, чтосущественно увеличивало сроки рассмотрения и утверждения нормативов;
недостаточное взаимодействие и согласование сроков принятиянормативов потерь, прогнозных балансов и тарифов на электроэнергию вМинпромэнерго и ФСТ России, в том числе различные подходы в этих ведомствах порасчету балансов электроэнергии по уровням напряжения электрических сетей. ВМинпромэнерго РФ потери электроэнергии относятся к «физическим отпускамэлектроэнергии в сеть», в ФСТ России – к «экономическим» по п. 45Методических указаний по расчету регулируемых тарифов и цен.
РЕЗЕРВЫ
По оценке отечественных и западных экспертов оптимальныесуммарные технические, а в пределе и фактические потери электроэнергии вэлектрических сетях 0,4–750 кВ должны составлять не более 4–6% (для России с ееклиматическими условиями, загрузкой и протяженностью сетей – 7–9%),максимальные технические потери не должны превышать 10–12% от отпускаэлектроэнергии в сеть. Если фактические потери электроэнергии выше 10–12% – этопревышение, как правило, объясняется наличием сверхнормативных потерь.Ориентировочно предельные относительные технологические потери электроэнергиипо ступеням напряжения электрических сетей должны быть не более:
по отношению к отпуску электроэнергии из сети 220–750 кВ – 2–4%;
по отношению к отпуску электроэнергии в сеть: 110 кВ – 4–6%;35 кВ – 6–8%; 6–10 кВ – 8–10%; 0,4 кВ – 10–14%.
Указанные предельные значения требуют уточнения и детализациипо регионам страны и по отдельным предприятиям, но в целом подтверждаютсямногочисленным расчетами.
Анализ отчетных данных и динамики потерь электроэнергии поэлектрическим сетям АО-энерго (РСК) России показывает, что суммарный уровеньпотерь по стране в 2004 г. достиг 107,5 млрд. кВт·ч, или 12,95% от отпускаэлектроэнергии в сеть и около 11% от суммарного производства электроэнергии, втом числе около 80% от суммарных потерь составляют потери в распределительныхсетях 0,4–110 кВ. Сводные данные по потерям электроэнергии в электрическихсетях России за 2005–2006 гг., к сожалению, отсутствуют. Тем не менее,есть все основания полагать, что суммарные относительные потери электроэнергиив электрических сетях России в 2–2,5 раза выше, чем, например, в сетях Японии иГермании, и более чем в 1,5 раза выше, чем в других промышленно развитыхстранах. По отдельным распределительным сетевым компаниям в 2006 годуотносительные фактические потери достигли уровня потерь в сетях некоторых странАфрики 30–35%, в некоторых коммунальных электрических сетях – 40–50% иотдельных фидерах 0,4–10 кВ – 60–80% от отпуска электроэнергии в сеть.Очевидно, что никакими техническими причинами, режимами работы и параметрамисетей объяснить такие уровни потерь невозможно. Главная причина – наличие втаких сетях, в основном напряжением 0,4–10 кВ, большой коммерческойсоставляющей. Отечественный и зарубежный опыт показывают, что, чем больше долякоммунально-бытовых потребителей в суммарном потреблении, чем ниже уровеньжизни населения в регионе компании, тем выше уровень относительных потерь, темтруднее работа по определению, локализации и снижению коммерческих потерь и,следовательно, снижению фактических потерь в целом [8].
Предварительные расчеты показывают, что суммарная величинакоммерческих потерь электроэнергии в электрических сетях России (основнойрезерв снижения сверхнормативных потерь в распределительных сетях) оцениваетсяв размере 20–30 млрд. кВт·ч. в год. Опыт передовых распределительных сетевыхкомпаний, муниципальных электрических сетей подтверждает, что там, гдепредпринимаются целенаправленные усилия по снижению коммерческих потерь,уровень фактических потерь уменьшается наиболее существенно при сопоставимыхзатратах на это снижение. Сказанное не означает, что не нужно на современномэтапе заниматься снижением технических потерь, в первую очередь компенсациейреактивной мощности в электрических сетях. И то, и другое, безусловно,необходимо. Это подтверждается итогами снижения потерь электроэнергии враспределительном электросетевом комплексе России в 2006 г. по отношению к2005 г. на 9,49 млрд. кВт·ч, в том числе коммерческие потери снижены на9,4 млрд. кВт·ч, а технические – всего на 92 млн. кВт·ч. Вместе с тем, отсюдаследует, что основные резервы снижения потерь электроэнергии в распределительныхсетях и, соответственно, электрических сетях в целом пока лежат в областикоммерческих потерь.
ПУТИ СОВЕРШЕНСТВОВАНИЯ
Пути совершенствования работы должны быть направлены в первуюочередь на преодоление вышеперечисленных проблем, на практическую реализациюимеющихся резервов и должны носить комплексный, системный характер. Не любоеснижение потерь электроэнергии экономически оправдано. В каждом конкретномслучае необходим тщательный технико-экономический анализ предполагаемыхрешений.
Основные направления работ по снижению потерь электроэнергиив электрических сетях сформулированы в Положении о технической политике ОАО «ФСКЕЭС» и Положении о технической политике ОАО «ФСК ЕЭС» в распределительномэлектросетевом комплексе, а задания по снижению потерь – в приказе ОАО РАО «ЕЭСРоссии» от 01.06.05 №338 «Об организации работ по сокращению потерьэлектроэнергии в электрических сетях». Этим приказом утвержден «Сводный планработ по снижению потерь электрической энергии в сетях всех классов напряженияЕЭС России на период до 2008 года». Этим же приказом создан Координационныйсовет ОАО РАО «ЕЭС России» по проблеме потерь электрической энергии вэлектрических сетях, а также утверждена Комплексная среднесрочная программамероприятий по снижению потерь электроэнергии в электрических сетях всехнапряжений ЕЭС России на период до 2015 года. Стратегическая цель программы –переломить тенденцию роста потерь электроэнергии и снизить к 2015 годусуммарные потери в электрических сетях всех напряжений до уровня 10%. В техсетевых компаниях, где фактические потери выше нормативных, необходимо снизитьпотери до нормативных значений, учтенных в тарифах на услуги по передачеэлектроэнергии.
Ответственным за техническую политику и руководство снижениемпотерь электроэнергии в электрических сетях холдинга назначено ОАО «ФСКЕЭС». В сводном плане все работы объединены в четыре основных направления:
1. Организация и создание автоматизированной системыкоммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ЕНЭС и РСК.
2. Нормативное обеспечение процессов учета, нормирования иснижения потерь электрической энергии в электрических сетях.
3. Формирование и выполнение программ снижения потерь вединой национальной (общероссийской) электрической сети.
4. Формирование и выполнение программ снижения потерьэлектрической энергии в распределительных сетях.
Сводный план ежегодно корректируется, уточняется идополняется с учетом выполненных работ, накопленного опыта и новых задач.Сделано немало, но еще больше предстоит сделать в ближайшем и отдаленномбудущем. Ниже остановимся лишь на основных наиболее перспективных направленияхразвития этих работ.
Очевидно, что стратегическим направлением повышениядостоверности и полноты исходной информации для расчетов фактических итехнических потерь электроэнергии является создание современных АИИС КУЭ и АСТУЕНЭС и РСК, промышленных предприятий, муниципальных электрических сетей и т.п.Процесс этот достаточно долговременный, требующий значительных материальныхресурсов, а впоследствии и существенных эксплуатационных расходов. Параллельнос этим процессом необходимо проводить активную работу по модернизации исовершенствованию существующей системы учета электроэнергии. При этомчрезвычайно важно совершенствование и развитие метрологического обеспеченияизмерений электроэнергии, в том числе: инвентаризация измерительных комплексов(ИК) учета электроэнергии, в том числе счетчиков, ТТ и ТН; составление и ввод вдействие местных инструкций по учету электроэнергии, местных методик выполненияизмерения электрической энергии и мощности, типовых методик выполненияизмерения потерь напряжения в линиях соединения счетчика с ТН, вторичнойнагрузки ТТ в условиях эксплуатации; составление паспортов–протоколов ИК учетаэлектроэнергии; определение фактических рабочих условий применения средствизмерений для каждого измерительного комплекса; проверка правильности схемсоединения измерительных ТТ, ТН и счетчиков; поверка и калибровка счетчиковэлектроэнергии.
По нормативному обеспечению процессов учета, нормирования и сниженияпотерь электрической энергии в электрических сетях в ближайшее время необходимососредоточить усилия на решении следующих задач:
1. Продолжить работы по совершенствованию и повышениюточности методов расчета потерь электроэнергии в электрических сетях с учетомпоявления в них дополнительных источников и средств получения исходнойинформации о схемных и режимных параметрах (АИИС КУЭ, АСТУ и т.п.). В первуюочередь это относится к уточнению расчетов потерь электроэнергии всистемообразующих электрических сетях, в том числе на корону в ВЛ сиспользованием данных метеопостов на линиях электропередачи, к уточнениюактивных сопротивлений проводов ВЛ с учетом датчиков их температуры, куточнению потерь в стали силовых трансформаторов с учетом сроков их службы.
Требуют совершенствования методы расчета транзитных потерьэлектроэнергии, определения «вкладов» участников оптового и розничных рынковэлектроэнергии в электросетевые потери. Необходимо разработать методы ирегламенты оплаты за потери электроэнергии с учетом этих «вкладов».
Сегодня уже недостаточно говорить об укрупненной оценкепотерь в этих сетях по обобщенной информации, если величина этих потерьявляется предметом покупки и продажи. Все чаще возникает вопрос ометрологической аттестации расчетов потерь, о достоверном определении ихпогрешности. В то же время очевидно, что необходима разработка и методовмакрооценки результатов расчета на стадиях их экспертизы, мониторинга,сравнительного анализа и т.п. Требуют уточнения и детализации, в частности, приведенныевыше оценки предельных значений потерь по уровням напряжения.
В распределительных электрических сетях 0,4 кВ весьмаактуальными являются работы по уточнению объективно существующих дополнительныхпотерь электроэнергии в контактных соединениях (особенно в низковольтнойкоммутационной аппаратуре), в скрутках проводов воздушных линий, вэлектрических сетях 0,4 кВ в целом с учетом несимметричных и неполнофазныхрежимов работы.
2. Все более очевидной становится необходимость объединения иинформационной увязки методов и задач расчета потерь и балансов электроэнергиив электрических сетях, причем не только фактических (ретроспективных), но ипрогнозных (перспективных). На пути такого объединения много препятствий ипроблем, которые необходимо учитывать: отсутствие устойчивой сравнительнойстатистики изменения составляющих баланса по годам из-за постоянно изменяющихсяструктур управления сетями и границ балансовой принадлежности; необходимостьучета коммутационного состояния сетей, климатических условий, темпов ростаэлектропотребления и т.п.
3. В соответствии с развитием методов должно развиваться исовершенствоваться программное обеспечение расчетов и нормирования потерь. Сучетом многолетнего опыта внедрения в электрических сетях такого программногообеспечения [1–6] и наметившихся тенденций, можно сформулировать ряд основныхтребований к нему:
программные комплексы должны иметь сертификат уполномоченныхорганизаций на соответствие нормативным требованиям;
программы должны основываться на методах расчета,рекомендованных утвержденными в установленном порядке нормативными документами;обеспечивать удобство, наглядность и обозримость исходных данных и результатоврасчета, их анализа и быстрого поиска ошибок; обеспечивать устойчивый,бесперебойный режим работы с индикацией причин сбоев и возможных ошибок висходных данных; работать как в пакетном так и в многопользовательском режимах;иметь модульную структуру для наращивания функциональных возможностей истыковки с другими технологическим программами;
программы должны быть открыты для интеграции синформационно-графическими и геоинформационными системами, АСУ паспортизацииэлектрических сетей; оперативно-информационными комплексами АСТУ электрическихсетей; АИИС КУЭ; программным обеспечением по расчету полезного отпускаэлектроэнергии абонентам (юридическим и физическим лицам).
Что касается формирования и выполнения программ сниженияпотерь электроэнергии в ЕНЭС и РСК, необходимо отметить следующее. В целомперечень мероприятий по снижению потерь электроэнергии, методы оценки ихэффективности и очередность их внедрения достаточно хорошо известны [9]. В тоже время очевидно, что за 20 лет с момента выхода инструкции [9] многоеизменилось в структуре и методах управления электроэнергетикой страны, вкритериях эффективности, в структуре потерь. Все это необходимо учитывать приразработке современных программ снижения потерь. Как уже отмечалось выше, такиепрограммы должны быть комплексными и содержать в себе 6 групп мероприятий [6].
Опыт передовых отечественных и зарубежных компанийпоказывает, что очень важным и эффективным этапом разработки программ сниженияпотерь является энергоаудит, который, как правило, проводят аккредитованныеспециализированные организации. Они не только выполняют энергетические обследованияэлектрических сетей, системы учета электроэнергии и разрабатываютсоответствующие мероприятия, но и участвуют в сопровождении внедрения этихмероприятий, в оценке и получении экономического эффекта от этого внедрения[8].Выполненные филиалом ОАО «НТЦ электроэнергетики» – ВНИИЭ работы поэнергетическим обследованиям отдельных МЭС и подстанций ОАО «ФСК ЕЭС», порасчетам и анализу потерь в сетях 220–500 кВ, выявлению резервов сниженияпотерь в этих сетях показали, что эти резервы составляют от 0,5 до 1 млрд.кВт·ч в год, или от 2 до 5% от суммарной величины потерь в этих сетях. Этоснижение можно было бы получить, в основном, за счет оптимизации режимов работыЕНЭС по реактивной мощности и уровней напряжения и снижения расходаэлектроэнергии на собственные нужды подстанций.
В настоящее время оптимизация режимов по реактивной мощностипрактически не проводится из-за вывода из работы устройств РПН натрансформаторах и автотрансформаторах 500 кВ и выше в связи с низкойнадежностью этих устройств. В результате в режимах минимальных нагрузок в рядеузлов ЕНЭС возникают избытки реактивной мощности и дополнительные потери всетях. Активизация использования РПН в сочетании с использованием имеющихся иустановкой дополнительных регулируемых средств компенсации реактивной мощности,а также с использованием регулировочной способности электрических станций можетдать существенный эффект не только в экономии, но и в повышении качестваэлектроэнергии. Следует отметить, что для эффективной оптимизации режимов ЕНЭСпо реактивной мощности и уровням напряжения не только придется восстановитьработу РПН и АРПН на ряде подстанций, установить дополнительные регулируемыекомпенсирующие устройства (в первую очередь регулируемые шунтирующие реакторы),но и обеспечить согласованную их работу между собой и с режимами работыэлектрических станций.
С точки зрения снижения расхода электроэнергии на собственныенужды подстанций необходимо обратить внимание в первую очередь на оптимизациюработы системы охлаждения силовых трансформаторов, автотрансформаторов ишунтирующих реакторов. В настоящее время разработаны микропроцессорныеустройства, способные в зависимости от температуры воздуха и температуры маслав баках оптимизировать длительность работы охладителей и уменьшить расходэлектроэнергии на обдув электрических аппаратов. Имеются разработки повторичному использованию теплоты нагрева силовых трансформаторов иавтотрансформаторов для отопления зданий управления подстанций [10]. Необходимозакончить работу по разделению учета электроэнергии на собственные ихозяйственные нужды подстанций, по недопущению подключения к трансформаторамсобственных нужд потребителей, не имеющим к ним никакого отношения.
Существенное снижение потерь электроэнергии может датьвыполнение некоторых профилактических работ под напряжением без их отключения,т. к. любой ремонтный режим, как правило, увеличивает потери в сети посравнению с нормальным режимом.
Наиболее эффективные мероприятия по снижению потерьэлектроэнергии в распределительных сетях связаны в основном со снижениемкоммерческих потерь, совершенствованием и автоматизацией учета электроэнергии,исключением потребителей из процесса снятия показаний приборов учета, с ихзащитой от несанкционированного доступа и от безучетного потребленияэлектроэнергии. Опыт передовых сетевых компаний показывает, что применениевыносных систем учета электроэнергии в совокупности с заменой голых проводов наизолированные на вводах в здания снижают коммерческие потери в сетях на 10–30%и окупаются за срок не более 2 лет. Близкий эффект дает установка общедомовогокоммерческого учета электроэнергии на многоквартирных домах. Все более широкоеприменение находит высоковольтный коммерческий учет электроэнергии,устанавливаемый на отпайках сетей 6–10 кВ на границе балансовой принадлежностиэнергоснабжающей организации и потребителя. Все эти мероприятия снижаютфактические потери электроэнергии и, соответственно, затраты сетевых компанийна компенсацию сверхнормативных потерь [5, 6, 8, 9]. Основным и наиболееэффективным мероприятием по снижению технических потерь электроэнергии являетсякомпенсация реактивной мощности в электрических сетях и у потребителей, а такжеряд других мероприятий, которые окупаются а сроки, приемлемые для инвесторовпрограмм снижения потерь. Чем меньше срок окупаемости, тем выше приоритетвнедрения данного мероприятия.
Наметилась тенденция к переходу от традиционных программснижения потерь электроэнергии в электрических сетях к бизнес-процессампланирования и управления потерями [11, 12].
Очевидно, что главные резервы снижения потерь электроэнергиилежат в техническом перевооружении электрических сетей, их реконструкции имодернизации, оптимальном развитии, в применении современных методов икритериев проектирования электрических сетей, в использовании электрооборудованиясетей с уменьшенным собственным потреблением электроэнергии, в том числесовременных силовых трансформаторов с уменьшенными потерями, в поиске новыхперспективных технологий и конструкций линий передачи электроэнергии. Вчастности, ОАО «ФСК ЕЭС» проводит исследовательские работы по применениюсверхпроводящих линий электропередачи. Представляет интерес применениеуправляемых компактных воздушных линий и т.п.
Решение всех этих задач требует новых подходов к оценкетехнико-экономической эффективности принятия решений по инвестиционным проектамразвития сетей и применению новых технологий передачи электроэнергии.Применение таких технологий и практическая реализация перечисленных путейсовершенствования работы потребуют и дальнейшего повышения эффективностинормирования потерь.
Важнейшим направлением совершенствования работ по расчетам,анализу, нормированию и снижению потерь электроэнергии в электрических сетяхявляется учет человеческого фактора, управление персоналом, организация егоработы, под которыми понимаются:
разработка (совершенствование) действенной системыматериального стимулирования персонала за снижение потерь электроэнергии;
обучение персонала, в особенности контролеров и инспекторов,обмен опытом по передовым методам снижения потерь электроэнергии;
разработка и утверждение положения о распределенииобязанностей и закреплении ответственности за снижение технических икоммерческих потерь внутри предприятия;
разработка и утверждение положения о распределенииобязанностей и закреплении ответственности за снижение технических икоммерческих потерь (на договорной основе) между сетевой, сбытовой компаниями иоператором коммерческого учета;
периодическая переаттестация работников, систематическийконтроль их работы;
заключение с бытовыми абонентами договоров энергоснабжения;
проведение пропагандистско-разъяснительной работы черезсредства массовой информации (телевидение, радио, прессу) об ущербе, наносимомпотребителям фактами безучетного и бездоговорного потребления электроэнергии, омерах по борьбе с таким потреблением и принятых мерах по наказанию виновных;
организация взаимодействия с местными администрациями иправоохранительными органами, региональной энергетической комиссией повыявлению и предотвращению несанкционированного потребления электроэнергии,своевременной оплате за электроэнергию бытовыми и бюджетными потребителями.
Опыт передовых энергокомпаний говорит о том, что в рядеслучаев дополнительные инвестиции в управление персоналом, в его квалификацию,мотивацию и оснащение современными техническими и программными средствами даетзначительно больший эффект снижения коммерческих потерь, чем вложение тех жеинвестиций в развитие и модернизацию средств и систем учета электроэнергии.
Заключение
1. Более чем годовой опыт работы по нормированиютехнологических потерь электроэнергии на ее передачу по электрическим сетямпоказал, что создан и начал действовать серьезный нормативно-правовой иорганизационно-методический механизм для сдерживания роста, снижения потерь дотехнико-экономически обоснованного уровня и последующего поддержания потерь наэтом уровне, а также для регулировании с учетом нормативов потерь тарифов науслуги по передаче электроэнергии по электрическим сетям.
2. В ходе работы выявился ряд объективных трудностей,эффективное преодоление которых возможно только путем системного подхода крешению возникающих взаимосвязанных проблем, начиная с совершенствования,модернизации и автоматизации учета электроэнергии и заканчивая организациейвзаимодействия различных структурных подразделений сетевых компаний и субъектоврынка, внедрением современных методов и средств управления человеческимиресурсами электросетевых предприятий.
3. Большое значение в эффективном решении возникающих проблеми использовании технологии нормирования снижения потерь электроэнергии вэлектрических сетях всех уровней напряжения является организация согласованныхдействий пяти субъектов, управляющих процессом нормирования и снижения потерь всетях: Минпромэнерго РФ, ФСТ России, ОАО «РАО «ЕЭС России», ОАО «ФСКЕЭС», Центра управления РСК ОАО «ФСК ЕЭС».
4. Стратегическим направлением повышения обоснованностинормирования потерь электроэнергии в электрических сетях является разработка,создание и внедрение автоматизированных информационно-измерительных систем коммерческогоучета оптового и розничных рынков электроэнергии, ЕНЭС, РСК, сетевыхорганизаций и предприятий.
5. Стратегическим направлением снижения технических потерьэлектроэнергии в электрических сетях являются их техническое перевооружение,модернизация, создание и внедрение новых технологий передачи и распределенияэлектроэнергии.