Дипломная работа: Разработка технологии обоснования предельных уровней тарифа на товар (услугу) предприятия естественной монополии

Дипломная работа: Разработка технологии обоснования предельных уровней тарифа на товар (услугу) предприятия естественной монополии

ДИПЛОМ

Тема: "Разработка технологии обоснования предельных уровней тарифа на товар (услугу) предприятия естественной монополии"

Введение

Реформирование электроэнергетики в России привело 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 это привело к образованию определенного рынка электроэнергии, учитывающего особенности электроэнергии как товара.

Разделение рынка на оптовый и розничный привело к необходимости создания конкурентной среды между производителями на оптовом рынке. В процессе реформирования электроэнергетики рынок постепенно проходит этапы перехода от регулируемого к нерегулируемому, основанному на естественной конкуренции между производителями электроэнергии. Возникают различные виды взаимоотношений между производителями и оптовыми потребителями электроэнергии, что на данном этапе развития привело к образованию:

•  рынка «за день вперед»,

•  рынка «реального времени».

Одной из целей реформирования рынка электроэнергии было создание эффективного рынка электроэнергии, что помогло бы решить задачу привлечения инвестиций в отрасль. Однако того потока инвестиций который ожидался до сих пор не произошло, одна из причин этому – неэффективное государственное регулирование отрасли и в том числе тарифов.

Так же все это привело к тому, что нет четкого регулирования тарифов на передачу электроэнергии, только в последнее время, данная проблема стала регулироваться посредствам организации новых служб по тарификации и нового законодательства. Но до сих пор тарифы на электроэнергию в некоторых областях формируются самостоятельно, и нет четкого трафика, что приводит к очень существенной разнице в ценах на электроэнергию.

Необходимость определения особенностей ценового регулирования в реструктурируемой электроэнергетике, обоснование системы инструментов регулирования этого сектора c учетом происходящих в отрасли процессов, совершенствования методов расчета тарифов на услуги по передаче электроэнергии делает актуальной тему диплома. Так же разработка единой технологии обоснования предельных уровней тарифа на электроэнергию, смогла бы урегулировать тарифное образование и убрать большую разницу между тарифами разных областей на электроэнергию. Необходимо прежде всего ценовое регулирование электроэнергии, это потребует пересмотра его основ, в частности отказа от директивного регулирования конкретных сегментов и введения стимулирующего регулирования. Так же это потребует усиленного контроля за исполнением данных программ правительства и нормативно-правового регулирования тарифов.

Объектом данного дипломного исследования является рынок электроэнергии.

Предметом диплома является регулирование тарифов на рынке электроэнергии.

Цель данной работы: разработать технологию обоснования уровней тарифа на электроэнергию.

Задачи данной дипломной работы:

1)  Провести анализ сложившейся управленческой ситуации в области передачи электрической энергии;

2)  Разработать базовые составляющие технологии обоснования тарифа на товарную услугу естественной монополии;

3)  Рассмотреть сертификацию в области электроэнергии;

4)  Рассмотреть правила обеспечения безопасности передачи электрической энергии по сетям;

5)  Оценить эффективность внедрения разработки тарифа на услугу по передаче электроэнергии.

Научный аппарат дипломной работы: теории микро- и макроэкономики, эволюционный анализ развития различных концепций теории государственного регулирования рынка электроэнергии и образования на нем тарифов.

Результаты дипломной работы:

1)  Анализ рынка электроэнергии;

2)  Технология обоснования тарифа на услугу естественной монополии

3)  Анализ нормативно-правовой базы и сертификации в области электроэнергетики

4)  Анализ правил безопасности при передаче электроэнергии по сетям.

5)  Внедрение тарифа и оценка эффективности от его внедрения.

Научная новизна дипломной работы заключается в следующем:

1)  На основе анализа теоретических концепций государственного регулирования экономики, представленных в эволюционном развитии, и проведенного обзора опыта государственного регулирования естественных монополий определены наиболее значимые концептуальные подходы к разработке методов и моделей государственного регулирования естественных монополий, в частности регулирования монопольных цен: модели альтернативной конкуренции, ценовой дискриминации, многокомпонентных тарифов, затратных и стимулирующих методов ценообразования.

2)  В результате системного анализа современных институциональных условий деятельности естественных монополий, в частности методов ценового регулирования тарифов на услуги естественных монополий, выявлены системные ошибки и недостатки действующих методов расчета тарифов на услуги по передаче электроэнергии. Сделан вывод, что действующие методы регулирования тарифов на услуги по передаче электроэнергии, предполагающие ежегодный пересмотр ставки тарифа, исключают возможность перспективного ценового регулирования. Альтернативой этому должно стать введение новых методов регулирования тарифов на передачу электроэнергии, способствующих открытию электросетей для пользования потребителями и привлечению в них инвестиций с целью устранения очагов неэффективности.

3)  Выявлены особенности устранения очагов неэффективности в работе электросетей. Разработана методика регулирования тарифов на услуги по передаче электроэнергии, содержащая стимулы для подключения потребителей к формированию тарифов.

Достоверность результатов работы достигнута посредством корректного использования достоверной исходной информации, применения положительно зарекомендовавших себя теорий и практического управленческого опыта.

Практическая ценность результатов дипломного проекта: Результаты исследования могут быть применены при разработке проектов изменений в действующие законодательные акты Российской Федерации, затрагивающие вопросы государственного регулирования электроэнергетики, а также в методические указания Федеральной службы по тарифам.

При написании данной дипломной работы мы использовали следующие научные материалы и источники:

1) Тукенов А.А. «Рынок электроэнергии: от монополии к конкуренции»

2) Журнал «Энергорынок» №№9,10,11,12 2007 г.

3) Данные Федеральной антимонопольной службы Российской Федерации.

4) Законодательство Российской Федерации в области тарификации услуг естественных монополий.

5) Рукописи по естественным монополиям различных ученых.

Работа состоит из введения, 5 глав, заключения и списка литературы. В первой главе проводим анализ рынка электроэнергетики, и рассматриваем теорию и практику по вопросам обосновании и разработки тарифа на услуги естественной монополии. Во второй главе разрабатываем базовые составляющие технологии обоснования тарифа на товарную услугу естественной монополии. В третьей главе рассматриваем вопросы стандартизации и сертификации процесса передачи электроэнергии. Четвертая глава затрагивает вопросы правил обеспечения безопасности передачи электроэнергии по сетям. И в пятой главе мы оцениваем эффективность внедрения разработки. В заключении мы делаем выводы по работе.

1. Анализ сложившейся управленческой ситуации в области передачи электрической энергии

1.1  Анализ рынка 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 процесса производства, передачи, распределения и потребления электроэнергии в России. Субъектами рынка являются организации, осуществляющие куплю-продажу электроэнергии (мощности) и (или) предоставляющие инфраструктурные услуги на оптовый рынок электроэнергии и мощности.

За организацию купли-продажи электроэнергии на оптовом рынке (торговой системы оптового рынка) отвечает, созданное в соответствии с Федеральным законом «Об электроэнергетике», Некоммерческое Партнерство «Администратор торговой системы оптового рынка электроэнергии и мощности» – НП «АТС». Система расчетов между участниками рынка обеспечивает клиринговая компания, учрежденная НП «АТС» – ЗАО «Центр финансовых расчетов».

В течение переходного периода оптовая торговля электроэнергией (мощностью) на рынке осуществляется в двух секторах: секторе свободной торговли и регулируемом секторе. В рамках регулируемого сектора также осуществляется купля-продажа отклонений между фактическим и запланированным производством (потреблением) электроэнергии – балансирующий рынок.

Потребители, вышедшие в регулируемый сектор рынка электроэнергии могут приобретать 100% электроэнергии на оптовом рынке. Объемы планового потребления таких участников включаются в ежегодно утверждаемый Федеральной Службой Тарификации (ФТС) России баланс электроэнергии и мощности. Данные потребители вправе приобретать 30% своего объема на секторе свободной торговли по нерегулируемым ценам.

Производители электроэнергии (генерирующие компании) продают производимую ими электроэнергию на регулируемом секторе в объеме, включенном ФСТ России в баланс электроэнергии и мощности. Дополнительные объемы в размере до 15% от установленной мощности генерирующего оборудования электростанций производители электроэнергии (генерирующие компании) вправе продавать в секторе свободной 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 по нерегулируемой цене. Остальной объем электроэнергии такие потребители приобретают на розничном рынке, как правило, у сбытовой компании, образовавшейся в процессе реорганизации АО-энерго.

Потребители сектора свободной торговли и регулируемого сектора вправе приобретать весь объем электроэнергии соответственно на розничном рынке или регулируемом секторе. Такая возможность ограничивает рост цены сектора свободной торговли, как правило, до цены регулируемого сектора рынка.

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 после реформирования рынка электроэнергии мы имеем из генерирующих компаний 1 частную территориальную генерирующую компанию, 6 тепловых тепловых оптовых генерирующих компаний, 1 гидро оптовых генерирующих компаний и компания Росэнергоатом. В данный момент времени Все энергокомпании объединяют в МРСК, например делают одну компанию МРСК Урала, у которой главный офис находится в городе Екатеринбург, а все энергокомпании на Урале – это ее филиалы, например как филиал в городе Перми, который раньше был отделением Пермэнерго.

Реформирование электроэнергетики.

В соответствии с законодательством об электроэнергетике, все компании, совмещающие естественно-монопольные и потенциально конкурентные виды деятельности, должны их разделить. К потенциально конкурентным видам деятельности относятся производство и купля-продажа электроэнергии, к естественно – монопольным – оказание услуг по передаче электрической энергии и оперативно-диспетчерскому управлению. В соответствии с данной нормой, направленной на развитие конкуренции, все компании, совмещающие указанные виды деятельности, должны их разделить. Федеральная антимонопольная служба России, в соответствии с решениями Межведомственной комиссии по реформированию электроэнергетики, осуществляет мониторинг процессов разделения видов деятельности, оказывает содействие компаниям электроэнергетики в целях обеспечения выполнения требований законодательства, а также ведет разъяснительную работу среди таких компаний.[1]

Советом директоров ОАО РАО «ЕЭС России» утверждены проекты реформирования 67 из 72 АО-энерго. Полностью завершена реализация 60% проектов реорганизации АО-энерго (43 компании). Базовый проект реформирования АО-энерго предполагает 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 ранее переданы от АО-энерго ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» – системному оператору.

Активы нескольких АО-энерго будут консолидированы в территориальные генерирующие компании (ТГК), активы ЭСО будут находиться в управлении ТГК, активы РСК АО-энерго на территории федеральных округов будут объединены в межрегиональные распределительные компании (МРСК), МСК будут объединены в холдинг Федеральной сетевой компании – ОАО «ФСК ЕЭС».

Все указанные компании – ТГК, ЭСО, МРСК и ФСК ЕЭС станут или уже стали субъектами оптового рынка электроэнергии. ТГК – в роли поставщиков электроэнергии, ЭСО – в роли покупателей, а МРСК и ФСК – в качестве потребителей в объемах покупки потерь электроэнергии в своих сетях.

Однако антимонопольную службу волнует поведение, прежде всего, генерирующих компаний, которые своими действиями могут ограничить конкуренцию на оптовом рынке. Так, на базе активов АО-энерго будет создано 14 ТГК. Также крупные электростанции, как правило, действующие в качестве акционерных обществ, будут объединены в – 6 «тепловых» оптовых генерирующих компаний (ОГК) на базе крупнейших ГРЭС, 1 ОГК на базе гидроэлектростанций. Всего – 21 генерирующая компания.

Генерирующие компании сформированы с учетом максимального ограничения рыночной силы, т.е. конфигурация разработана таким образом, чтобы каждая из ОГК и ТГК могла оказать наименьшее влияние на цены оптового рынка электроэнергии. Указанная конфигурация генерирующих компаний прошла независимую оценку по заказу ФАС России и в целом признана как допустимая с точки зрения создания условий для развития реальной конкуренции на оптовом рынке.

Тем не менее, возможности для неконкурентных действий на оптовом рынке – манипуляции ценами, могут возникнуть практически у каждой из ТГК или ОГК. Такие возможности будут возникать в различные периоды времени в зависимости от объема спроса и предложения электроэнергии, сетевых ограничений для передачи электроэнергии в определенных зонах. Указанные обстоятельства в свою очередь определяются погодными условиями, графиками планового и внепланового ремонта сетевого и генерирующего оборудования, ценами на топливо и другими факторами. Именно по этой причине основная роль в данном анализе уделена производственным и корпоративным результатам генерирующих компаний – главным объектам антимонопольного контроля на рынке электроэнергии.

Также среди основных итогов реформирования можно выделить:

– Начало работы сектора свободной торговли ОРЭ на территории Сибири.

– Начало работы обновленной модели сектора отклонений ОРЭ – балансирующего рынка. Отбор поставщиков здесь производится в режиме реального времени, что позволяет максимально сблизить рыночные механизмы торговли электроэнергией и технологию управления энергетическими режимами.

– Рост количества участников ОРЭ. По состоянию на конец 2005 года всего присоединились к торговой системе НП «АТС» 230 участников. Из них 85 – независимые от ОАО РАО «ЕЭС Росси» организации. В торгах участвовали 129 субъектов. Доля ССТ от совокупного объема генерации по территории Европейской части России и Урала составила 10%, по территории ценовой зоны Сибири – 2,7%.

– Принятие 7 декабря 2005 Правительством РФ Постановления №738 «О порядке формирования источника средств на оплату услуг по формированию технологического резерва мощностей по производству электрической энергии в целях предотвращения возникновения дефицита электрической мощности», который формирует правовую основу для гарантирования инвестиций, определяет механизмы отбора инвестиционных проектов при строительстве производственных мощностей для предотвращения дефицита электрической мощности.[2]

Нормативное обеспечение реформирования электроэнергетики

ФАС России принимал активное участие в формировании нормативной базы реформирования электроэнергетики, а именно в согласовании:

1) Постановления Правительства РФ от 7 декабря 2005 №738 «О порядке формирования источника средств на оплату услуг по формированию технологического резерва мощностей по производству электрической энергии в целях предотвращения возникновения дефицита электрической мощности» (принято Правительством РФ, с замечаниями ФАС России);

2) Комплексного плана реформирования электроэнергетики (готовил МЭРТ, согласован после внесения замечаний ФАС России, возвращен Аппаратом Правительства на доработку с учетом декабрьского заседания правительства по реформе);

3) Постановления Правительства РФ «Об утверждении правил функционирования розничных рынков электроэнергии в переходном периоде реформирования электроэнергетики»;

4) Постановления Правительства РФ «О правилах заключения и исполнения публичных договоров на оптовых и розничных рынках электроэнергии и примерном договоре поставки электроэнергии потребителям»;

5) Изменений в Постановление Правительства РФ от 26 февраля 2004 года №109 «О ценообразовании в отношении электрической и тепловой энергии в РФ» (разработано ФСТ России, на данном этапе на согласовании в ФАС России);

6) Постановления Правительства РФ «О порядке принятия решений ФСТ России»;

7) Проекта ФЗ «Об особенностях владения, пользования и распоряжения имуществом эксплуатирующих организаций атомных станций РФ по акционированию ФГУП «Концерн Росэнергоатом» и проекта Указа Президента РФ «Об изменении организационно-правовой формы ФГУП «Российский государственный концерн по производству электрической и тепловой энергии на атомных станциях»;

8) Проекта Постановления Правительства РФ «Правила осуществления антимонопольного 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) переходного периода», которые положили начало для функционирования сектора свободной торговли (ССТ) во Второй ценовой зоне (зона Сибири) и балансирующего рынка электроэнергии.

10) Методические указания по определению размера платы за технологическое присоединение к электрическим сетям (утверждены Приказом ФСТ России от 15.02.05. 22‑э/5)

11) Приказа ФСТ России от 23 августа 2005 №392 «О присвоении статуса субъекта оптового рынка – участника обращения электрической энергии на регулируемом секторе оптового рынка акционерным обществам, создаваемым в процессе реформирования организации, и исключении акционерных обществ из перечня организаций – субъектов федерального (общероссийского) оптового рынка электрической энергии (мощности), тарифы на электрическую энергии для которых устанавливаются федеральной службой по тарифам» (разработчик – ФСТ России).

Перспективы развития оптового рынка электроэнергии

В соответствии с протоколом заседания Правительства РФ, запланировано проведение следующих мероприятий:

– Принятие новой модели оптового рынка, в которой нынешний регулируемый сектор будет трансформирован в сектор регулируемых договоров, сектор свободной торговли – в рынок на сутки вперед. Также будет введен рынок мощности, а затем – рынок системных услуг. Это позволит избавиться от ряда проблем, которые не представляется возможным решить в рамках нынешней модели ОРЭ, а также определить рыночную стоимость электроэнергии и получить ценовые сигналы для инвестиций, ликвидировать небаланс рынка и задать динамику постепенной либерализации ОРЭ.

– Принятие системы антимонопольного контроля на ОРЭ, в т.ч. изменение ФЗ «Об электроэнергетике» в целях формирования правовых оснований для эффективной системы контроля участников на рынке. Данная система будет заложена в федеральном законе, правилах ОРЭ и регламентах администратора торговой системы.

– Утверждение Комплексного плана реформирования электроэнергетики, который определит стратегию и тактику реформирования электроэнергетики, заменив устаревшие планы и подходы, зафиксированные в постановлении Правительства №526 от 11.07.2001 г. «О реформировании электроэнергетики Российской Федерации»;

– Принятие правил функционирования розничного рынка электроэнергии, который определит систему взаимоотношений между новыми субъектами отрасли и позволит решить значительный перечень проблем, имеющихся в сфере розничного рынка в настоящее время. Также данный документ должен заложить основы для развития конкуренции в этом сегменте;

– Определение согласованной позиции федеральных органов власти по вопросу обособления объектов генерации от ОАО «РАО «ЕЭС России»;

– Принятие решения о способах ликвидации перекрестного субсидирования в электроэнергетике.

Планируется, что оптовый рынок электроэнергии будет делиться на 4 основных части (сегмента): сегмент долгосрочных договоров, рынок на сутки вперед (спот), балансирующий рынок, рынок мощности.

Сегмент регулируемых договоров. Этот сегмент будет составлять основу ОРЭ. На нем будут «расторговываться» большая часть производимой электроэнергии. Суть сегмента заключается в том, что объемы и цены в прямых договорах между производителем и потребителем будет установлена государством на некий срок (от 1 до 3 лет). Первоначально объем регулируемого рынка будет соответствовать объемам регулируемого сектора. И все 100% объемов электроэнергии участников нынешнего оптового рынка будут зафиксированы в таких регулируемых договорах. Впоследствии данный сегмент будет ежегодно сокращаться за счет увеличения объемов электроэнергии, поставляемых по свободным долгосрочным договорам и с оптового рынка.

Рынок на сутки вперед (спот). На этом рынке будут проходить торги на поставку электроэнергии на сутки вперед. Здесь будет формироваться цена электроэнергии в зависимости от ограничений по передаче электроэнергии, сетевых потерь и других параметров. Первоначально здесь будут торговаться электроэнергия в объеме отклонений от параметров, зафиксированных в регулируемых договорах.

Балансирующий рынок. Это рынок «он-лайн», на котором торгуются заявки на текущее производство или потребление на час вперед до фактического производства / потребления. На торги выставляются объемы отклонений фактического производства / потребления от запланированного по результатам торгов на спотовом рынке.

Рынок мощности: на этом рынке будут проходить аукционы на поставку / покупку мощности электроэнергии на год, а впоследствии на 3 года вперед. На данном рынке электростанции будут получать средства, компенсирующие условно-постоянные издержки, связанные с поддержанием в рабочем состоянии генерирующего оборудования.[3]

Отдельные проблемы реформирования оптового рынка

– Перекрестное субсидирование. Является существенным препятствием для развития оптового и розничного рынков электроэнергии. Как правило, размер перекрестного субсидирования «прячется» в тарифы по передаче электроэнергии. В результате тарифы устанавливаются «кривые», и их размер не имеет ничего общего с реальной стоимостью услуг по передаче. В регионах, где не весь размер перекрестного субсидирования удается вложить в тариф на передачу, он включается в тарифы на покупку электроэнергию на розничном рынке. Если первое является барьером выхода на ОРЭ, то второе – делает невозможной конкурентные отношения на розничном рынке.

– Нарушения антимонопольного законодательства. Основная масса нарушений касается злоупотреблений АО-энерго или компаний, выделившихся в процессе их реформирования. Значительная часть нарушений – действия, ограничивающие выход потребителей на оптовый рынок. Способы – необоснованный отказ или уклонение от заключения договоров энергоснабжения, передачи или соглашения об информационном обмене, без которых потребитель не может стать участником ОРЭ.

Другая крупная часть нарушений – взаимоотношения АО-энерго и местных энергоснабжающих компаний. Отношения особенно обострились в процессе разделения компаний по видам деятельности. Пользуясь возможностью, сбытовые подразделения АО-энерго стараются отнять потребителей у реформируемых местных компаний (способ – отказ или уклонения от заключения или продления договора купли-продажи электроэнергии с местной сбытовой компанией).

– Значительный рост стоимостного небаланса оптового рынка, 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 – следствие ошибок в существующей модели ОРЭ, а также неверных прогнозов ФСТ при утверждении баланса электроэнергии и мощности. Такое положение вещей делает невозможным дальнейшее существование нынешней модели оптового рынка.

Рыночная концентрация производства электроэнергии в 2005 году. Особенности определения территориальных границ рынка.

Объем производства электроэнергии в зоне централизованного электроснабжения (за исключением изолированных энергосистем), по предварительным данным, составил 952,2 млрд. кВтч.

Проведение анализа рыночной концентрации оптового рынка электроэнергии имеет существенные отличия от проведения анализа других товарных рынков. Это связано со спецификой электроэнергии как товара, который не поддается хранению и спрос, на который неэластичен. Помимо этого, производство, передача и сбыт имеет различного рода ограничения технологического и инфраструктурного характера.

При проведении анализа рыночной концентрации общий подход к определению границ анализируемых рынков не может быть применен. Необходима разработка особой методологии по их определению.

В данном анализе используется территориальное деление рынка в соответствии 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) и Вторая ценовая зона (зона Сибири).

Примечание. В зоне централизованного энергоснабжения находятся энергосистемы, не входящие в ценовые зоны: ОЭС Дальнего Востока, энергосистемы Архангельской, Калининградской областей и Республики Коми. В силу различных причин, прежде всего, сетевых ограничений на передачу, энергокомпании, функционирующие на этих территориях, не смогут быть полноценными участниками оптового рынка. В силу этих обстоятельств результаты деятельности таких компаний не учитывалась при подготовке настоящего анализа.

При этом необходимо отметить, что указанное определение территориальных границ рынка не является оптимальным, поскольку из-за особенностей электроэнергии как товара, а также технических и технологических ограничений, эти границы фактически являются более узкими, и будут динамически изменяться в различные периоды времени. Решающими факторами изменений будут сетевые ограничения на передачу электроэнергии и баланс спроса и предложения в конкретных узлах расчетной модели оптового рынка. В перспективе будет разработана методика определения границ оптового рынка, которая будет основана на т.н. зонах свободного перетока электроэнергии.

Однако при любом подходе к определению границ рынка, группа лиц РАО «ЕЭС России» занимает доминирующее положение на рынке производства электроэнергии.

При анализе долей рынка, занимаемыми субъектами ОРЭ, необходимо учитывать, что с точки зрения антимонопольного регулирования, возможно злоупотребление субъектом своим доминирующим положением вне зависимости 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 в группу лиц ОАО РАО «ЕЭС России» в Первой ценовой зоне составляет 72,11% (503,93 млрд. кВтч) от общего объема производства электроэнергии в данной зоне.

Доля в объеме производства независимых от ОАО РАО «ЕЭС России» 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 производства электроэнергии 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 211,15 млрд. кВтч.

Доля генерирующих компаний, входящих в группу лиц ОАО РАО «ЕЭС России» в данной ценовой зоне составляет 70,33% (148,5 млрд. кВтч,) от общего объема производства электроэнергии.

Доля в объеме производства независимых от ОАО РАО «ЕЭС России» компаний, действующих в данной ценовой зоне (ОАО «Иркутскэнерго», ОАО «Новосибирскэнерго») составляет 29,62% (53,61 млрд. кВтч). Распределение долей в объеме производства электроэнергии в 2006 г. в Первой ценовой зоне составило:

– 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 и планируемой в ближайшее время снижением аффилированности данных компаний с ОАО РАО «ЕЭС России» интересно экстраполировать данные по объемам производства электростанций в 2005 году на будущую структуру участников рынка. Иными словами, если бы в 2005 году участниками рынка были ТГК и ОГК, то распределение долей 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 от 1,5 до 4%.

Примечание: малые доли ОГК‑3, ОГК‑4 и ОГК‑5 в Первой ценовой зоне, располагающих значительной рабочей мощностью, связаны с тем, 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 выше относительно Первой. Однако данная концентрация не означает наличия большей рыночной власти лидеров – «ГидроОГК» и «Иркутскэнерго», поскольку основной вклад в производстве электроэнергии этими компаниями вносят ГЭС, практически не имеющими возможность оказывать влияние на цены рынка.

При этом, как показало исследование ФАС России ситуации вокруг реформирования ОАО «Кузбассэнерго», ТГК на базе ее активов обладает существенной рыночной властью и исключительным потенциалом влияния на цены рынка в Сибири. По этой причине было принято решение исключить 2 электростанции ОАО «Кузбассэнерго» из состава ТГК‑12 и продать их.

Примечание. Предложенная экстраполяция объемов производства электростанций на новых участников рынка в целях определения долей рынка таких участников не показательна. В целевой модели конкурентного ОРЭ (в отсутствии ценового регулирования и формирования балансов электроэнергии) объемы загрузки станций, входящих в генерирующие компании могут существенно отличаться от представленных выше. Таким образом, и изменятся доли рынка каждой генерирующей компании. Более точный прогноз по загрузкам станций в различных сценарных условиях (наиболее вероятных) может быть представлен после анализа результатов проекта NERA, выполненного по заказу РАО «ЕЭС России».

Потенциал роста загрузки генерирующих компаний (и, соответственно, изменение долей) можно упрощенно определить по показателю коэффициента установленной мощности (КИУМ) электростанций, входящих в состав генерирующих компаний (на диаграммах этот потенциал выделен цветом).

1.2 Анализ теории и практики формирования предельных уровней тарифа на передачу электроэнергии

В теории и практики формирование тарифа на передачу электроэнергии есть несколько методов образования тарифов на электроэнергию:

Традиционный метод «затраты плюс» – этим методом предприятие может возмещать в тарифах затраты операционной деятельности, капитальные затраты и обеспечивать прибыльность акционерного и инвестиционного капитала. Структура тарифа разрабатывается так, чтобы избежать нечестной и несправедливой дискриминации. Отсюда тариф должен устанавливаться по каждому виду продажи или характеру услуги, что обычно требует разбивки по ним еще издержек на основе какого-либо принципа, например, объемов производства и продаж, величине прямых издержек, получаемых прибылей и так далее. Одобренный тариф обычно действует до тех пор, пока компания не обратится с требованием о его пересмотре, что обычно происходит в случае, если норма прибыли становится недостаточной. Причем предприятия должны получать разрешение не только на повышение тарифов, но и на изменение их структуры, а в ряде случаев даже на снижение. Процедура определения тарифа состоит из трех этапов: выявления текущих издержек, определения инвестиций и задания нормы прибыли на инвестиции. Этот метод приобрел широкое распространение в таких странах, как США, Канада, Япония, Гонконг.

В России базой применения нормы рентабельности в электроэнергетике является полная себестоимость, или полные затраты обычной предпринимательской деятельности предприятия.

Данный вид ценообразования имеет свои недостатки и учитывая их мировая практика выработала следующие альтернативные методы тарифного регулирования:

– метод предельного уровня цены;

– метод предельного уровня дохода

– метод плавающей шкалы

– метод условной конкуренции

– метод частичной корректировки издержек

– метод регулирования путем определения стимулирующих методов, скрепленных договором

– метод целевого стимулирования

– гибридные схемы

Сегодня тарифы принимаются, как правило, отдельно для каждой сетевой организации. Со следующего года устанавливается единый «котловой» тариф на передачу электроэнергии для всех конечных потребителей в регионе, вне зависимости, к какой сетевой компании – поставщику электроэнергии они подключены[4].

Переход на рыночные отношения в энергетике не может не сказаться на экономике предприятий и социальной ситуации в стране. При разделении генерации, сбыта и транспортировки энергии значительно усложнился процесс регулирования энерготарифов. Так называемое перекрестное субсидирование, когда промышленные предприятия берут на себя основную тарифную нагрузку при оплате электроэнергии, а все население платит фактически по льготным расценкам, должно к 2011 году поэтапно свестись к нулю. Доля поставок электроэнергии по регулируемым ценам, в соответствии с постановлением правительства России от 7 марта 2007 года, будет снижаться на 5–10 процентов за полугодие.

Новый механизм тарифообразования. который должен быть внедрен в Сибирском федеральном округе, позволит ускорить формирование единого электросетевого пространства, скоординировать программу развития сетей и снизить перекрестное субсидирование. Считается, что он приведет к упрощению взаимоотношений потребителей и поставщиков. Основной же проблемой при переходе на «котловой» метод считаются сложности договорных отношений между сетевыми компаниями, а также механизм распределения тарифных поступлений.

Тем не менее «котловой» способ формирования сетевых тарифов на транспортировку электроэнергии уже действует в Кемеровской области.

На 2007 год объем «перекреста» в Кузбассе – примерно 3 миллиарда рублей.

При этих обстоятельствах, если слепо следовать параметрам, заложенным в нормативных документах реформирования РАО «ЕЭС России», тарифы в Кемеровской области выглядели бы как лоскутное одеяло, где кусочки отличались бы как по стоимости, так и по размеру. И цена энергии в удаленных и менее развитых районах Кузбасса, по грубым прикидкам, могла достигать 5 рублей за киловатт – со всеми вытекающими последствиями…

Поэтому и возросла роль Региональной энергетической комиссии Кемеровской области. РЭК сейчас не просто специальный орган исполнительной власти. По содержанию работы это управляющая межотраслевая компания в масштабе региона. Один из инструментов регулирования, внедряемых РЭК, – «котловой» способ формирования сетевых тарифов, который позволяет выравнивать их не только по отраслевому принципу, но и по территориальному. По мнению председателя РЭК Петра Акатьева, если бы в Кузбассе следовали всем без исключения положениям методик регулирования, то область осталась бы с полностью разрушенным сельским хозяйством и населением, живущим за чертой бедности. Да и промышленность с трудом переварила бы «правильную» динамику тарифов, при которой предприятия, находящиеся в тяжелом финансовом положении, получили бы больший рост стоимости энергии.

– Нам удалось в прошлом году собрать в «котел» затраты 10 сетевых организаций, – говорит Петр Акатьев. – А теперь мы объединили практически все сети, которые есть в области, и получили единый тариф на передачу. В итоге перекрестное субсидирование ушло в сетевой тариф. Но при этом удалось сохранить как социальную стабильность, так и высокие темпы развития производства и приток инвестиций.

Таким образом, хотя полный уход от межотраслевого «перекреста» должен завершиться к 2011 году, регулирование в пользу населения будет 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 порядок расчета тарифов на электрическую энергию (мощность), отпускаемую потребителям.

Исходя из общей потребности в финансовых средствах на деятельность по энергоснабжению потребителей (Д) определяется потребность в финансовых средствах на деятельность по производству, передаче и распределению электрической энергии (мощности):

Дэ = Д – Деэс (1, стр. 8).

Где

Дэ – потребность в финансовых средствах на деятельность по производству, передаче и распределению электрической энергии (мощности).

Д – общая потребность в финансовых средствах на деятельность по энергоснабжению по регулируемым видам деятельности.

Деэс – стоимость услуг энергоснабжающей организации по обслуживанию электрических сетей РАО «ЕЭС России» и услоуг, связанных с поддержанием надеж ого энергоснабжения потребителей, выведенных на ФОРЭМ.

Средние тарифы на электрическую энергию, отпускаемую потребителям региона от энергоснабжающей организации, определяются следующим образом:

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 от энергоснабжающей организации, включая отпуск электроэнергии потребителям – перепродавцам, млн. кВт. ч.

Расчет дифференцированных тарифов на электроэнергию по категориям, группам и отдельным потребителям. Процедура расчета тарифов предусматривает определение двухставочных тарифов в качестве базы для утверждения 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 электрическую мощность 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‑ом диапазоне напряжений за электрическую мощность, руб./кВт;

Рijср.макс. – расчетная мощность потребителя на j‑ом диапазоне напряжений (тыс. кВт.) – среднее за период регулирования значение заявленной (или расчетной) мощности, рассчитанное на основании ежемесячных максимальных заявленных 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 от первого 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‑ой категории потребителей устанавливается таким образом, чтобы обеспечивалась компенсация обоснованных условно – постоянных затрат энергоснабжающей организации по поддержанию данной мощности (генерирующих источников, электрических сетей и подстанций) в работоспособном состоянии в течение всего периода регулирования (вне зависимости от плотности графика нагрузки i‑ой категории потребителей) и формирование обоснованного размера прибыли.

Общая величина эксплуатационных условно – постоянных затрат энергоснабжающей организации 3 постэ (отнесенных на электроэнергию) включает в себя следующие составляющие:

3 постэ       = 3 пиэ + 3 сетивн + 3 сетисн         + 3 сетинн + 3 постсист.э, (млн. руб.

Где: 3 пиэ – составляющая эксплуатационных условно – постоянных затрат, отнесенная на электростанции;

3 сетивн – составляющая эксплуатационных условно – постоянных затрат, отнесенная на электрические сети ВН 110 кВ (60 кВ) и выше, включая затраты энергоснабжающей организации по обслуживанию электрических сетей РАО «ЕЭС России»;

3 сетисн – составляющая эксплуатационных условно – постоянных затрат, отнесенная на электрические сети СН 6 – 35 кВ;

3 сетинн – составляющая эксплуатационных условно – постоянных затрат, отнесенная на электрические сети НН 0,4 кВ;

3 постсист.э – сумма общехозяйственных условно – постоянных затрат энергоснабжающей организации, 40% стоимости покупной электрической энергии (мощности) или стоимости покупной мощности – в случае применения двухставочных тарифов, а также недополученного дохода независящим от энергоснабжающей организации причинам выпадающих доходов.

Прибыль энергоснабжающей организации (отнесенная на электроэнергию) (Пэ) разносится между выделенными затратами (электростанций, электрических сетей ВН, СН, НН, общехозяйственными расходами) пропорционально рассчитанным условно – постоянным затратам.

Пэ = Пиэ + Пвн + Псн + Пнн + Ппостсист.э, (млн. руб.), (1, стр. 12).

Где:

Пиэ – часть расчетной балансовой прибыли энергоснабжающей организации по электрической энергии (мощности) отнесенной на электрические станции, млн. руб.

Пвн – часть расчетной балансовой прибыли энергоснабжающей организации по электрической энергии (мощности). отнесенной на электрическую сеть      ВН 110 кВ (60 кВ);

Псн – часть расчетной балансовой прибыли энергоснабжающей организации по электрической энергии (мощности), отнесенной на электрическую сеть СН 35 – 6 кВ, млн. руб.

Пнн – часть расчетной балансовой прибыли энергоснабжающей организации по электрической энергии (мощности), отнесенной на электрическую НН 0,4 кВ, млн. руб.

Ппостсист.э – часть расчетной балансовой прибыли энергоснабжающей организации по электрической энергии (мощности), отнесенной на сумму: общехозяйственных расходов, 40% стоимости покупной электрической энергии (мощности) или стоимости покупной мощности – в случае применения двухставочных тарифов, а также недополученного дохода по независящим от энергоснабжающей организации 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 электрической мощности 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 в доле 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 электрическую мощность энергоснабжающей организации, оплату по которой производят все категории потребителе.

Величина общей ставки тарифа за мощность Тэм1 рассчитывается путем деления S1 (составляющей постоянных затрат и прибыли энергоснабжающей организации, связанных с эксплуатацией тех видов оборудования, которые обеспечивают нормальное функционирование энергоснабжающей организации в целом, и должны быть возмещены
потребителями региона, вне зависимости от их принадлежности к конкретным категориям (группам)) на сумму средних за период регулирования значений заявленной (или расчетной) электрической мощности всех потребителей  энергоснабжающей организации,
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 регулирования значений заявленной (или расчетной) мощности, рассчитанная на основании помесячных 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 энергоснабжающей организацией от продажи электроэнергии на ФОРЭМ.

Рассчитанная тарифная ставка является окончательной для потребителей, получающих электроэнергию из сети ВН (поскольку для электроснабжения данных потребителей отсутствует техническая и экономическая необходимость в эксплуатации и содержании электрических сетей и подстанций среднего и низкого диапазонов напряжения), Tэмвн = Tэм1

Расчет величины второй ставки тарифа на электрическую мощность энергоснабжающей организации, оплату по которой производят категории потребителей, получающих электрическую энергию (мощность) по сетям среднего и низкого напряжений.

Величина второй ставки тарифа за мощность Tэм1 рассчитывается путем деления величины S2 (составляющей условно – постоянных затрат и прибыли энергоснабжающей организации, связанных с эксплуатацией сетей и подстанций среднего 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 значений заявленной (или расчетной) электрической мощности, рассчитанная на основании помесячных максимальных заявленных (расчетных) мощностей потребителей, получающих электрическую энергию (мощность) на среднем и низком диапазоне напряжений, 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 окончательной потребителей, получающих электроэнергию из сети СН, (Tэмсн = Tэм1 + Тэм2).

Расчет величины третьей ставки тарифа на электрическую мощность энергоснабжающей организации, оплату по которой производят категории потребителей, получающих электрическую энергию (мощность) по сетям низкого напряжения.

Величина третьей ставки тарифа за мощность Тэм3 рассчитывается путем деления величины S3 (составляющей условно – постоянных затрат и прибыли энергоснабжающей организации, связанных с эксплуатацией сетей и подстанций низкого напряжения) на сумму средних за период регулирования значений 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 значения заявленной (или расчетной) электрической мощности, рассчитанная на основании помесячных 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 для потребителей, получающих электроэнергию из сети НН (Tэмнн = Tэм1 + Тэм2 + Тэм3).

Расчет ставок тарифа за электрическую энергию. Значение ставки тарифа за электроэнергию (Тiэ) для i‑ого потребителя устанавливается исходя из условия компенсации переменных затрат энергоснабжающей организации по производству, приобретению, передаче и распределению требуемого объема энергии до потребителя (топливные затраты, часть затрат на покупную электроэнергию, потери в электрических сетях).

Для потребителей, подключенных к сети ВН, тарифная ставка за энергию (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 электроэнергию энергоснабжающей организации от всех поставщиков (в случае применения двухставочных тарифов на покупную электроэнергию выражения (мощность) вместо (0, б х Тпок х Эпок) используются затраты на покупную электрическую энергию по ставке тарифа на электрическую энергию), руб./кВт.ч;

bэ – удельный расход условного топлива на отпуск 1 кВт.ч. электроэнергии, от собственных (арендуемых) электростанций энергоснабжающей организации;

Этэс – объем отпуска электрической энергии от собственных тепловых электростанций энергоснабжающей организации, млн. кВт.ч;

Эпо – а) для дефицитных энергоснабжающих организаций – отпуск электрической энергии из сети ВН собственным потребителям и в сети СН, НН,

– б) для избыточных энергоснабжающих организаций – суммарный отпуск электрической энергии из сети ВН собственным потребителям, сети СН, НН и на ФОРЭМ, млн. кВт.ч;

Эпок – объем покупной электрической энергии от всех поставщиков, млн. кВт.ч.

Тарифная ставка за электрическую энергию для потребителей, подключенных к сетям (ТСНэ), рассчитывается исходя из условия учета дополнительных 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 дополнительных потерь 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 пр э) 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 за энергию (Тэ) может дополнительно дифференцироваться по времени с выделением ночной ставки платы за энергию при наличии у соответствующих приборов коммерческого 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 мощность i‑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 сети нескольких диапазонов напряжения, он производит расчет за получаемую электрическую энергию и мощность по ставкам тарифов, соответствующим каждому диапазону напряжения.

Определение одноставочных дифференцированных тарифов, применяемых для расчетов за электрическую энергию отдельными категориями и группами потребителей.

Для категорий мелких и средних потребителей рассчитанные двухставочные 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 (или расчетной) электрической мощности, рассчитанное на основании месячных максимальных заявленных (расчетных) мощностей потребителей;

Тiо – итоговый одноставочный тариф i‑го потребителя.

В случае принятия Региональной комиссией (на основании действующих нормативных правовых актов) решения об установлении для отдельных потребителей или их групп тарифов, уменьшенных против рассчитанных по настоящим методическим указаниям, производится распределение соответствующей суммы средств на других потребителей.

1.3 Анализ особенностей нормативно-правового регулирования тарификации для естественных монополий

В соответствии с законодательством Российской Федерации (ст. 6 Федерального закона от 17 августа 1995 г. №147 ФЗ «О естественных монополиях»), к субъектам естественных монополий могут применяться следующие методы 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, осуществляемый в целях недопущения сдерживания экономически оправданного перехода соответствующего товарного рынка из состояния естественной монополии в состояние конкурентного рынка.

Эта работа проводится в рамках системы социального партнерства и предусмотрена планом мероприятий Правительства Российской Федерации по реализации Генерального соглашения между общероссийскими объединениями профсоюзов, общероссийскими объединениями работодателей и Правительством Российской Федерации на 2005–2007 гг., утвержденного распоряжением Правительства Российской Федерации от 17 октября 2005 г. №1712_р (п. 6 (13) приказа Минэкономразвития России от 1 декабря 2005 г. №318) «О ходе реформ в сфере естественных монополий

в 2005–2007 гг. с целью выявления и прогнозирования возможных последствий, влияющих на конкурентоспособность продукции отечественных товаропроизводителей, инфляционные процессы и уровень жизни населения Российской Федерации».[6]

Решения о методе регулирования деятельности субъектов естественных монополий должны приниматься с учетом необходимости стимулирования с помощью цен (тарифов) качества производимой продукции и оказываемых услуг, а также удовлетворения 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 следующие основные задачи:

контроль общего уровня тарифов для недопущения развития инфляции;

ограничение тарифов сверху, чтобы обеспечить доступность услуг для 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 недопущения изменения тарифа в течение определенного времени).

Законодательное и нормативно-правовое регулирование тарифной политики, предложения по совершенствованию

В настоящее время регулирование цен и тарифов на товары (услуги) субъектов естественных монополий осуществляется преимущественно на ведомственном уровне.

Так, в Российской Федерации действует порядка 100 актов органов исполнительной власти Российской Федерации, в том числе примерно половина из них – документы Федеральной службы по тарифам, регулирующие цены и тарифы в различных отраслях экономики. На уровне федерального законодательства регулирование цен и тарифов осуществляется примерно 20 федеральными законами (полный перечень нормативных правовых актов прилагается).

В настоящее время по вопросам регулирования тарифов имеется значительное количество нормативных правовых актов различной юридической силы. К числу «основных» следует отнести: Федеральный закон от 17 августа 1995 г. №147 ФЗ «О естественных монополиях»; Федеральный закон от 26 марта 2003 г. №35 ФЗ «Об электроэнергетике»;

Федеральный закон от 14 апреля 1995 г. №41_ФЗ «О государственном регулировании тарифов на электрическую и тепловую энергию в Российской Федерации»; 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)» и от 30 июня 2004 г. №332 «Об утверждении Положения о Федеральной службе по тарифам».

Действующие законы и подзаконные акты содержат различные по содержанию нормы, регулирующие тарифную и ценовую политику.

Приведем некоторые примеры.

Федеральный закон «О естественных монополиях» в ст. 4 определил, что настоящим Федеральным законом регулируется деятельность субъектов 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 регулирование цен (тарифов), явилось принятие Постановления Правительства Российской Федерации от 30 июня 2004 г. №332 «Об утверждении Положения о Федеральной службе по тарифам».

В утвержденном Положении отмечено, что данная служба является федеральным органом исполнительной власти, уполномоченным осуществлять правовое регулирование в сфере государственного регулирования цен (тарифов) на товары (услуги) в соответствии с законодательством Российской Федерации и контроль за их применением, за исключением регулирования цен и тарифов, относящегося к полномочиям других федеральных органов исполнительной власти, а также федеральным органом исполнительной власти по регулированию естественных монополий, осуществляющим функции по определению (установлению) цен (тарифов) и осуществлению контроля по вопросам, связанным с определением (установлением) и применением цен (тарифов) в сферах деятельности субъектов естественных монополий. В частности, в п. 5.3.1 Положения закреплено право этой службы устанавливать (утверждать, регистрировать) тарифы на различные виды продукции, товаров и услуг.

Отметим, что положения вышеуказанных нормативных правовых актов в целом корреспондируются друг с другом, имея в качестве концептуальной задачи государственное регулирование цен (тарифов) на продукцию естественных монополий, определение которых дано в ст. 3 Федерального закона «О естественных монополиях».

Вместе с этим, следует отметить ряд существенных общих законодательных проблем в практической реализации тарифной политики:

1) Законодательство, регулирующее тарифную политику, нестабильно.

Начиная с 2003 г. в Федеральный закон «О государственном регулировании тарифов на электрическую и тепловую энергию в Российской Федерации» внесено около 10 изменений, в том числе в части полномочий по регулированию. В результате с 2003 по 2005 г. функция по регулированию тарифов на электрическую и тепловую энергию, поставляемую муниципальными энергоснабжающими организациями, дважды переходила от муниципальных организаций к органам исполнительной власти субъектов Российской Федерации, что исключает системность и стабильность такого регулирования.

2) Подзаконные акты, призванные определить порядок и условия реализации федеральных законов, серьезно отстают по времени принятия.

Например, согласно Федеральному закону от 26 марта 2003 г. №36_ФЗ «Об особенностях функционирования электроэнергетики в переходный период и о внесении изменений в некоторые законодательные акты Российской Федерации и признании утратившими силу некоторых законодательных актов Российской Федерации в связи с принятием Федерального закона «Об электроэнергетике»», деятельность по передаче электроэнергии подлежит отделению от покупки-продажи энергии всеми энергоснабжающими организациями, в том числе и промышленными предприятиями, на балансе которых имеются объекты сетевого хозяйства. До настоящего времени не определен порядок назначения гарантирующего поставщика, который обязан принять на обслуживание любого потребителя, ранее обслуживаемого электросетевой организацией.

В настоящее время тарифы на товары и услуги естественных монополий индексируются не в соответствии с законодательно-правовой базой, которая обеспечивает прогнозный уровень цен на среднесрочный период, а посредством установления их Правительством на год вперед, ставя тем самым другие отрасли экономики в заведомо худшее положение, провоцируя повышение цен на их продукцию и раскручивая спираль инфляции.

Кроме того, размеры экономической ответственности за монополистические действия в сфере установления цен и тарифов надежно исключают возможность повторения нарушения установленных государством правил.

В этой связи необходимы поправки в законодательство, содержащие жесткие санкции за сговор участников рынка по установлению монопольных цен и тарифов на уровне 10% от доходов. Отметим, что в настоящее время на рассмотрении в Государственной Думе находится законопроект, вносящий изменения в КоАП Российской Федерации в части установления указанных выше санкций в размере от 2 до 4%.

3) Следует законодательно утвердить обязательную периодическую независимую экспертизу деятельности всех субъектов рынка естественных монополий в сфере ценообразования.

4) Нужно законодательно устанавливать и прогнозировать тарифы на энергоносители на более длительный период, чем в настоящее время, так как это обстоятельство позволит организациям и индивидуальным предпринимателям составлять бизнес планы на большую перспективу.

5) Следует предусмотреть в налоговом законодательстве систему стимулов для предприятий, внедряющих энергосберегающие технологии, оборудование, материалы, приборы.

6) В целях создания конкурентного рынка в сфере услуг естественных и локальных монополий следует ускорить принятие всех необходимых подзаконных нормативных правовых актов, обеспечивающих действенные механизмы реализации федеральных законов «Об электроэнергетике», «Об основах регулирования тарифов организаций коммунального комплекса».

7) С точки зрения соблюдения интересов отечественного агропромышленного комплекса необходимо принять решение о компенсации сельскохозяйственным товаропроизводителям части затрат на удорожание топлива. Также необходимо принять соответствующие нормативные правовые акты и конкретные меры по государственному регулированию цен на ресурсы, потребляемые АПК.

8) Необходимо комплексно рассмотреть с учетом мнения предпринимательского сообщества правительственный проект федерального закона «О внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации по вопросам регулирования тарифов организаций коммунального комплекса, обеспечивающих энергоснабжение».

Нормативно-правовые акты в сфере регулирования тарифов.

Федеральные законы

1) Федеральный закон от 14.04.1995 №41 ФЗ «О государственном регулировании тарифов на электрическую и тепловую энергию в Российской Федерации».

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 особенностях функционирования электроэнергетики в переходный период и о внесении изменений в некоторые законодательные акты Российской Федерации и признании утратившими силу некоторых законодательных актов Российской Федерации в связи с принятием Федерального закона «Об электроэнергетике»».

Акты Правительства России

1) Постановление Правительства Российской Федерации от 07.03.1995 №239 «О мерах

по упорядочению государственного регулирования цен (тарифов)».

2) Постановление Правительства Российской Федерации от 12.02.1996 №140 «О мерах по ограничению роста цен (тарифов) на продукцию (услуги) естественных монополий».

3) Постановление Правительства Российской Федерации от 06.07.1998 №700 «О введении раздельного учета затрат по регулируемым видам деятельности в энергетике».

4) Постановление Правительства Российской Федерации от 22.08.2003 №516 «О предельных уровнях тарифов на электрическую и тепловую энергию».

5) Постановление Правительства Российской Федерации от 24.10.2003 №643 «О правилах оптового рынка электрической энергии (мощности) переходного периода».

6) Распоряжение Правительства Российской Федерации от 01.12.2003 №1754 р «Об утверждении программы изменения уровня государственных регулируемых цен (тарифов) в электроэнергетике».

7) Постановление Правительства Российской Федерации от 26.02.2004 №109 «О ценообразовании в отношении электрической и тепловой энергии в Российской Федерации».

8) Постановление Правительства Российской Федерации от 09.04.2004 №204 «Вопросы Федеральной службы по тарифам».

9) Постановление Правительства Российской Федерации от 30.06.2004 №332 «Об утверждении Положения о Федеральной службе по тарифам».

10) Постановление Правительства Российской Федерации от 31.08.2006 №529 (ред. от 07.04.2007) «О совершенствовании порядка функционирования оптового рынка электрической энергии (мощности)».

11) Постановление Правительства Российской Федерации от 31.08.2006 №530 (ред. от 16.07.2007) «Об утверждении правил функционирования розничных рынков электрической энергии в переходный период реформирования электроэнергетики».

12) Постановление Правительства Российской Федерации от 28.11.2006 №724 «О внесении изменения в Положение о Федеральной антимонопольной службе, утвержденное постановлением Правительства Российской Федерации от 30 июня 2004 г. №331».

13) Постановление Правительства Российской Федерации от 29.12.2006 №830 «О внесении изменений в постановления Правительства Российской Федерации по вопросам электроэнергетики».

14) Постановление Правительства Российской Федерации от 21.03.2007 №168 «О внесении изменений в некоторые постановления Правительства Российской Федерации по вопросам электроэнергетики».

15) Постановление Правительства Российской Федерации от 07.04.2007 №205 «О внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации по вопросу определения объемов продажи электрической энергии по свободным (нерегулируемым) ценам».

16) Постановление Правительства Российской Федерации от 14.06.2007 №371 «О внесении изменений в постановление Правительства Российской Федерации от 30 июня 2004 г. №332 «Об утверждении Положения о Федеральной службе по тарифам»».

17) Постановление Правительства Российской Федерации от 16.07.2007 №450 «О внесении изменений в постановление Правительства Российской Федерации от 31 августа 2006 г. №530 «Об утверждении правил функционирования розничных рынков электрической энергии в переходный период реформирования электроэнергетики»».

18) Постановление Правительства Российской Федерации от 27.07.2007 №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 методических указаний по расчету регулируемых тарифов и цен на электрическую (тепловую) энергию на розничном (потребительском) рынке».

2) Приказ ФСТ России от 24.08.2004 №43 э/2 «Об утверждении методических указаний по расчету тарифов на услуги по организации функционирования торговой системы оптового рынка электрической энергии (мощности)».

3) Приказ ФСТ России от 24.08.2004 №45 э/4 «Об утверждении методических указаний по расчету тарифов на услуги по оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике».

4) Приказ ФСТ России от 07.09.2004 №69 э/4 «О предельных уровнях тарифов на электрическую и тепловую энергию на 2005–2006 годы».

5) Приказ ФСТ России от 23.09.2004 №89 э/1 «Об утверждении перечня и форм документов, представляемых для рассмотрения разногласий в области государственного регулирования тарифов на электрическую и тепловую энергию».

8) Приказ ФСТ России от 07.12.2004 №236 э «Об утверждении порядка согласования решений органов исполнительной власти субъектов Российской Федерации в области государственного регулирования тарифов об установлении тарифов на уровне выше максимального или ниже минимального уровня, установленного федеральным органом исполнительной власти в области государственного регулирования тарифов».

9) Приказ ФСТ России от 08.04.2005 №130 э «Об утверждении регламента рассмотрения дел об установлении тарифов и (или) их предельных уровней на электрическую (тепловую) энергию (мощность) и на услуги, оказываемые на оптовом и розничных рынках электрической (тепловой) энергии (мощности)».

10) Приказ ФСТ России от 21.02.2006 №37 «Об утверждении регламента Федеральной службы по тарифам».

11) Приказ ФСТ России от 09.06.2006 №122 с/1 «Об утверждении методики расчета размера экономически обоснованных затрат и нормативной прибыли, подлежащих применению при формировании регулируемых тарифов на услуги общедоступной электросвязи».

12) Приказ ФСТ России от 01.08.2006 №166 э/1 «О предельных уровнях тарифов на электрическую и тепловую энергию на 2007 год».

13) Приказ ФСТ России от 24.11.2006 №302 э/5 «Об утверждении методических указаний по расчету сбытовых надбавок гарантирующих поставщиков электрической энергии».

14) Приказ ФСТ России от 28.11.2006 №319 э/17 «Об утверждении индикативных цен и тарифов на электрическую энергию и мощность для участников оптового рынка электрической энергии (мощности)».

Акты ФЭК России

1) Постановление ФЭК России от 29.12.2003 №111э/10 «Об утверждении методики применения тарифов на электрическую энергию при оперативной дооптимизации режимов работы Единой энергетической системы России».

2) Постановление ФЭК России от 29.12.2003 №111_э/21 «О системе отчетности, представляемой в Федеральную энергетическую комиссию Российской Федерации организациями, осуществляющими деятельность в сфере регулируемого ценообразования в электроэнергетике».

С учетом последующих изменений в нормативно – правовой базе цели и задачи реформирования были конкретизированы в «Концепции Стратегии ОАО РАО «ЕЭС России» на 2005–2008 гг. «5+5»».

1.4 Выявление целесообразности разработки обоснования тарифа на услугу предприятия – естественной монополии

Влияние естественных монополий на экономику страны оченьвелико, поскольку: естественные монополии – это «затратообразующие» отрасли, поэтому уровень цен и тарифов на их продукцию (услуги) оказывает влияние на общий уровень цен и инфляции; естественные монополии являются бюджетообразующими основные отрасли естественных монополий играют роль главного структурного компонента экономики; естественные монополии относятся к наиболее устойчивым отраслям экономики.

Другим значимым для экономики фактором влияния со стороны СЕМ является трансляция роста тарифов СЕМ на общий уровень инфляции в стране. Еще одним важным фактором, определяющим высокую роль СЕМ и, соответственно, тарифной политики в социально политической жизни страны, является чрезвычайно высокое влияние тарифов на благосостояние и масштабы бедности населения.

Российская модель регулирования еще несбалансированна и развивается в поисках равновесия между регулированием и дерегулированием, между разными вертикальными уровнями регулирования, включающими федеральный, региональный и муниципальный уровень. По оценкам экспертов, в условиях федеративной системы регулирование в режиме «федеральное» – «региональное» – «местное» вполне оправданно. Федеральная служба по тарифам подчинена Председателю Правительства РФ,

а региональные регуляторы подчинены губернаторам. Муниципальные власти при этом регулируют только небольшие местные энергокомпании. В то же время, отсутствие прямой подчиненности региональных регуляторов (РЭК) федеральному (ФСТ) не позволяет последнему контролировать экономическую обоснованность региональных тарифов. ФСТ имеет право определять единую нормативно-методическую базу ценообразования и устанавливать предельные тарифы для отдельных групп конечных потребителей.

Проблемы и направления дальнейшего совершенствования тарифной политики в ТЭК

Основными проблемами в сфере регулирования тарифов на электроэнергию являются: относительно низкий уровень тарифов при довольно низкой эффективности использования энергии, значительная недоинвестированность отрасли, износ основных фондов и дефицит мощностей, транслирующийся в проблему снижения надежности и бесперебойности поставок, несовершенство механизма регулирования тарифов и значительные объемы.

Часть вышеуказанных проблем предполагается решить в ходе реформирования РАО «ЕЭС России». В связи с этим в электроэнергетике России происходят радикальные изменения: меняется система государственного регулирования отрасли, формируется конкурентный рынок электроэнергии, создаются новые компании.

В ходе реформы меняется структура отрасли: осуществляется разделение естественно монопольных (передача электроэнергии, оперативно диспетчерское управление) и потенциально конкурентных (производство и сбыт электроэнергии, ремонт и сервис) функций и вместо прежних вертикально интегрированных компаний, выполнявших все эти функции, создаются структуры, специализирующиеся на отдельных видах деятельности.

Генерирующие, сбытовые и ремонтные компании в перспективе станут преимущественно частными и будут конкурировать друг с другом. В естественно монопольных сферах, напротив, происходит усиление государственного контроля.

Таким образом, создаются условия для развития конкурентного рынка электроэнергии, цены которого не регулируются государством, а формируются на основе спроса и предложения, а его участники конкурируют, снижая свои издержки.

На основании вышесказанного можем сделать следующие выводы, что необходимо работать в данном направлении, потому что необходимо найти компромисс производителям и потребителям. Доводы для работы в данном направлении:

Любая компания старается по максимуму расширить или хотя бы удержать свой рынок с помощью ценовой политики. Для целей ценообразования необходимо точно определить границы рынка, соотношения конкурентных начал и характеристик спроса. Сейчас тарифы на рынке нерегулирумые, по нашему мнению регулируемый тариф будет выполнять несколько функций: 1) это экономическое поручение 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)  Это установленная регулирующим органом экономическая основа существования и развития самой монополии. Поскольку тариф должен соответствовать расходам по непрерывному обслуживанию потребителей в настоящем и будущем, он не может быть установлен ниже определенной критической точки. Поиск этого баланса и есть сущность ценового регулирования.

3)  Это инструмент экономической и социальной политики.

Тариф представляет собой алгоритм для определения суммы счета, который компания выставляет потребителю к оплате за пользование ее услугами, и эта сумма обязательна должна быть обоснована для потребителя, чтобы не было негатива с его стороны.

Обоснованием тарифов решаются следующие проблемы:

1)  Получение потребителем электроэнергии и оплата данных услуг.

2)  Снижение неопределенной конъюктуры рынка.

3)  Более эффективное государственное регулирование

4)  Баланс интересов производителей и потребителей

5)  Снижение конкуренции на данном рынке.

2. Разработка базовых составляющих технологии обоснования тарифа на товарную услугу естественной монополии

2.1 Разработка требований к технологии обоснования тарифа на услугу предприятия естественной монополии

Антимонопольное регулирование является важным инструментом защиты конкуренции, оно обеспечивает непосредственное и оперативное воздействие на угрозы ограничения конкуренции, а также предупреждает их возникновение.

Вместе с тем, существуют факторы, негативно влияющие на результативность выполнения функции защиты конкуренции.

Прежде всего, к ним относится перегруженность антимонопольного органа заявлениями и делами, косвенно связанными с защитой конкуренции. Значительная доля рассматриваемых Федеральной антимонопольной службой (ФАС) России дел касается нарушений, последствием которых является ущемление интересов отдельных лиц, но не ограничение конкуренции на рынке. По сути, закон не проводит различия между неправомерным отказом в подключении частного дома к электрическим сетям и картельным сговором, имеющим серьезные последствия для конкурентной среды и неопределенного круга потребителей. В зарубежной 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 освобождении антимонопольного органа от дел данной категории. Вместе с тем, представляется неоправданным отсутствие дифференциации в правовом регулировании данных вопросов, и отсутствие мер по постепенному развитию альтернативных способов разрешения споров, не связанных с негативными последствиями для конкурентной среды.

Например, только за 2007 год ФАС России рассмотрено 1 331 дело по фактам злоупотребления доминирующим положением, 2/3 из которых зафиксированы в отношении компаний, осуществляющих естественно-монопольные виды деятельности в сфере электроэнергетики. Данные нарушения, как правило, не имеют антиконкурентной мотивации. Однако ввиду отсутствия сколько-нибудь действенной альтернативной системы защиты прав и интересов потребителей по доступу к мощностям субъектов естественных монополий (например, в рамках тарифного регулирования) единственной возможностью эффективного воздействия по-прежнему остается применение норм антимонопольного законодательства.

Также крайне распространена практика компенсации мерами антимонопольного принуждения недостаточного использования иных инструментов конкурентной политики. Так, резкий рост цен в течение 2007–2008 годов на ряд товаров, производимых крупными компаниями, привел к формулированию общественного запроса на вмешательство антимонопольного органа. В некоторых случаях в результате такого вмешательства были установлены предельные цены или обязанность компаний согласовать с ФАС России увеличение (уведомлять об увеличении) цены.

Вместе с тем, на основные причины роста цен на этих рынках (внешний фактор роста мировых цен, несоответствие роста внутреннего спроса и возможностей поставщиков увеличить предложение товара на рынке и т.п.) можно эффективно воздействовать, не превращая антимонопольное регулирование в ценовое. Следует подчеркнуть, что регулирование ценообразования методами антимонопольного принуждения может привести к существенному искажению конкурентной среды на соответствующем товарном рынке. Именно поэтому факты рассмотрения дел о монопольно высоких ценах в мировой практике единичны.

Несовершенная нормативно-правовая база также является препятствием на пути эффективного антимонопольного регулирования. Действующий закон не всегда требует проведения экономического анализа рассматриваемых отношений, прогнозирования возможных экономических последствий применения тех или иных норм. Например, в настоящий момент компания автоматически признается доминирующей при доле рынка 50%, а при доле меньше 35% рынка фактически не может быть признана таковой. Однако связь между размером рыночной доли и конкуренцией далеко не всегда является безусловной, а вывод о наличии либо отсутствии доминирующего положения компании, сделанный исключительно на основании показателя концентрации, может не соответствовать текущей ситуации на рынке.

Аналогичная ситуация при определении коллективного доминирования исключительно посредством установления размера рыночных долей хозяйствующих субъектов, без анализа их поведения на рынке, позволяет считать доминирующими компании, по факту действующие независимо друг от друга.

Следует отметить, что в большинстве стран мира (США, Европейский союз, Великобритания) преобладает так называемы поведенческий подход (исходя из определения возможности компании влиять на рынок по результатам анализа множества факторов). Согласно Отчету Международной конкурентной сети за 2007 год, критерием доли рынка руководствуются только 5 юрисдикций, а поведенческим – 28.

Среди негативных факторов также следует отметить отсутствие закрепления в процессуальном законе особенностей доказывания по делам о нарушениях антимонопольного законодательства, что не дает возможность органам судебной власти учитывать специфику данной категории дел.

Важно подчеркнуть, что все изложенные обстоятельства обусловлены во многом объективными факторами. В настоящий момент российское антимонопольное регулирование находится в стадии становления. К 2007–2008 годам завершился этап определения его значения в рамках государственной экономической политики (для сравнения, в США данный этап завершился в начале ХХ века), что ознаменовалось формированием системы санкций за нарушение законодательства о конкуренции, а по сути – оценки государством тяжести подобных правонарушений и общественной значимости их пресечения.

Состояние конкурентной среды в значительной степени обусловлено стоимостью услуг субъектов естественных монополий, состоянием инфраструктуры и наличием возможности беспрепятственного к ней доступа.

Таким образом, государственное регулирование естественных монополий напрямую влияет на качество конкурентной среды посредством:

– ценового (тарифного) регулирования;

– инвестиционных программ, которые определяют технологические возможности по доступу к товарам субъектов естественных монополий;

– регулирование доступа к товарам субъектов естественных монополий для развития эффективной конкуренции между их потребителями в соответствующих секторах, а также устранение инфраструктурных ограничений для экономики в целом.

Значительный рост тарифов на товары субъектов естественных монополий, наблюдавшийся за последние 8 лет, в основном обусловлен объективными причинами – сдерживание цен относительно инфляции в конце 90-х годов, значительным объемом инвестиций в инфраструктуру, осуществляемых за счет тарифа. При этом действующая система государственного регулирования субъектов естественных монополий, в том числе посредством установления тарифов методами индексации и экономически обоснованных затрат, не стимулирует в должной мере субъекты естественных монополий сокращать операционные затраты, повышать эффективность инвестиций.

Тарифы на подключение к электрическим и другим сетям коммунальной инфраструктуры могут стать непреодолимым барьером входа на любые рынки не только для малого, но и крупного бизнеса. Таким образом, конкурентная среда сможет развиваться только в условиях взвешенной тарифной политики, основанной на эффективной и современной системе регулирования.

Совершенствование системы регулирования данной сферы должно быть направлено на создание максимально приближенных к конкурентным условий деятельности субъектов естественных монополий. Система регулирования также должна ориентировать объемы, темпы и направления инвестиций субъектов естественных монополий в инфраструктуру в соответствии с запросами потребителей.

Отдельно следует подчеркнуть, что качество конкурентной среды во многом обусловлено и динамикой структурных реформ естественных монополий, в ходе которых устанавливается:

– дизайн рынков (выделение конкурентных и естественно-монопольных видов деятельности через структурные преобразования или раздельный учет по регулируемым и нерегулируемым видам деятельности);

– рыночные правила либерализуемых секторов;

– направления совершенствования эффективности государственного регулирования и регулирования специализированными инфраструктурными организациями.

В этой связи целесообразно при обсуждении и реализации структурных реформ естественных монополий учитывать последствия для формирования эффективной конкурентной среды по всем перечисленным направлениям.

В настоящее время естественные монополии регулируются на основании концептуально устаревшего федерального закона, порождающего значительное количество споров и правовых пробелов. Так, ряд поименованных в нормативном акте сфер не всегда является естественной монополией (услуги общедоступной 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 обеспечения недискриминационного доступа потребителей к оказываемым субъектами естественных монополий услугам, а также правовой статус реестра субъектов естественных монополий, в результате чего сложилась противоречивая правоприменительная практика относительно того, может ли являться не включенный в названый реестр субъект 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 и федерального органа исполнительной власти в области регулирования тарифов.

В результате реформирования электроэнергетики, бывшей ранее монопольной отраслью, выделены конкурентные виды деятельности – производство и купля-продажа электрической энергии, и естественно монопольные – передача электрической энергии и диспетчеризация энергосистем.

С целью обеспечения постепенного перехода от тарифного регулирования цен к свободному ценообразованию, во избежание резких колебаний цен, а также недопущения монополизации крайне важным является создание условий развития конкурентной среды на рынках, образующихся в результате реформирования субъектов естественных монополий.

Развитие конкуренции в области электроэнергетики, с учетом необходимости привлечения инвестиций в создание новой электроэнергетической инфраструктуры, в целях преодоления наметившегося дефицита генерирующих и сетевых мощностей и формирования новой системы институтов либерализованного рынка электроэнергии будет обеспечено за счет реализации следующих основных направлений.

Во-первых, скорейший запуск конкурентного рынка перспективной генерирующей мощности, предусматривающий заключение долгосрочных договоров на генерирующую мощность по свободным (нерегулируемым) ценам.

Во-вторых, создание условий для развития конкуренции на розничном рынке электрической энергии с учетом обеспечения системы коммерческого учета электрической энергии на розничном рынке.

В-третьих, создание стимулов для гарантирующих поставщиков на розничном рынке электроэнергии в оптимизации затрат на покупку электроэнергии с оптового рынка в целях снижения стоимость транслируемой нерегулируемой цены на электрическую энергию розничным потребителям.

В-четвертых, обеспечение информационной открытости для потребителей деятельности инфраструктурных организаций электроэнергетики, в том числе с учетом необходимости опубликования информации о наличии свободных мощностей для присоединения к электрическим сетям, информации о ходе исполнения инвестиционной программы.

Требования предъявляемые к предельным уровням тарифов на передачу электроэнергии:

1) Должна быть определена ценовая граница тарифа.

2) Должно быть разграничение по тарифам, то есть тариф не должен включать в себя группу услуг, а должен рассчитываться отдельно, то есть тариф на передачу электроэнергии это одно, а например тариф за пользование электроэнергией – это другое.

3) Предельный уровень цены устанавливается как средневзвешанная цена.

4) Устанавливается временной интервал через который тариф может быть пересмотрен.

5) Определяется формула периодической корректировки тарифов и устанавливается корригирующие показатели.

6) Для каждого года тариф устанавливается исходя из тарифа предыдущего года, с учетом его индексации.

7) Для тарифа необходимо определить 3 элемента формулы установления ценовой границы: показатели инфляции; показатели продуктивности; показатели действия внешних факторов.

Технология обоснования тарифа должна учитывать требования предъявляемые к тарифу, изменения произошедшие на рынке, недостатки в существующих методах образования тарифов.

2.2 Формирование концептуальных принципов тарификации

Эффективность функционирования энергетического комплекса определяется надежным, малозатратным и бездефицитным энергоснабжением потребителей региона и его способностью к обеспечению роста спроса потребителей на энергию. Поскольку энергетический комплекс функционирует в конкурентной среде национальной экономики, он должен постоянно развиваться в инновационном направлении.

Перед энергетиками, администрацией краев и областей государство постоянно ставит вопросы инноваций, инвестиций, развития инфраструктуры и так далее. Но сегодня вся мировая экономика, в том числе и нашей страны, переживает экономический кризис. И вновь заговорили о вмешательстве государства, о государственном регулировании экономики.[7]

До сих пор все говорили, что государство должно стоять в стороне от рынка и наблюдать, как бизнесмены зарабатывают свои прибыли и в условиях конкурентного рынка внедряют инновационные технологии и товары, в крайнем случае, где-то их корректировать. Но с кризисом ситуация изменилась. Прибыли, как выяснилось, идут явно не на внедрение инноваций. И сегодня необходим такой подход, который, позволяет через институциональное управление создать правила игры на рынке в направлении реализации процесса повышения эффективности национальной экономики, через внедрение инноваций. Необходимо сделать управляемыми процессы развития с учетом той стратегии, которая определена на региональном, федеральном уровне.

Речь идет не о прямом вмешательстве государства, а именно об институциональных методах управления, которые можно квалифицировать как определенные законом и нормативными актами отношения между различными группами хозяйствующих субъектов, ориентированные на реализацию стратегии устойчивого развития. Нужно говорить о дифференцированном управлении в зависимости от показателей эффективности, от ситуации. Если энергетика развивается достаточно эффективно, показатели соответствуют мировым, то действует свободный рынок. Когда же ситуация развивается с крайне негативными последствиями, то здесь государство должно взять на себя ответственность и переломить ситуацию в положительном направлении.

Сегодня в электроэнергетике сложились практически два рынка: регулируемый и нерегулируемый. Анализ процесса перехода отрасли на рыночные отношения показал, что этот процесс является трансформационным. В целях повышения эффективности управления региональным энергетическим комплексом в условиях перехода к либеральному рынку энергоресурсов необходимо дифференцировать методы управления комплексом, разделить период трансформации рынка на отдельные этапы и классифицировать их по видам рынков.

Регулируемый рынок в энергетике при переходе к свободному рынку имеет несколько этапов трансформации: контролируемый государством рынок; контролируемые отдельные виды деятельности на рынке; самостоятельно функционирующий рынок с некоторыми ограничениями; либеральный рынок. При этом субъекты управления дифференцируются по иерархическим уровням: государственное управление, конкурентная среда, технологическое управление, инвестиционная активность потребителей.

Следует отметить, что оптовый конкурентный рынок для региональной энергетики в своем сегодняшнем состоянии тоже является регулируемым, поскольку станции, поставляющие электроэнергию на оптовый рынок, являются тепловыми (тарифы на тепловую энергию регулируются государством).

У государства должна быть стратегия в части реализации планов создания конкурентной продукции. Мы пока по этому показателю занимаем где-то 146‑е место в мире. А что такое конкурент­ная продукция? Это в том числе конкурентные, низкие цены на электроэнергию, на энергетику.

Для того, чтобы добиться конкурентных цен, нужно управлять процессом. Методы управления должны формироваться от уровня показателей оценки эффективности 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 регулировании необходимо исключать из базы тарифа экономически необоснованные затраты, это «откаты» при покупке оборудования, объемы невыполненных инвестиционных и ремонтных работ предыдущего тарифа, поскольку доходит до того, что 20–30 процентов в тарифе составляют экономически необоснованные затраты.

Следующий показатель – технологический. Здесь учитывается степень износа основных средств, количество отказов на единицу мощности, расход топлива на единицу энергии и уровень потерь. И далее мы переходим к инвестиционно-инновационной составляющей – вводу новых мощностей, модернизации, внедрению инновационного продукта.

От этих четырех показателей зависит степень регулирования энергетического комплекса, а полученные результаты оценки позволяют конструировать эффективную среду функционирования регионального энергетического комплекса на основе знания реальных целей и задач партнеров, механизмов реализации 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 внедрение новых технологий, на ориентацию инновационного развития.

Например, формирование тарифов. Сегодня тариф формируется исходя из фактических затрат, пусть даже экономически обоснованных. Получается, чем больше затрат, тем больше финансовых потоков, тем выгоднее работать компании. Но основным принципом новой тарифной политики должно быть стимулирование на основе специальных надбавок к тарифу (при выполнении нормативов расхода топлива, энергетических потерь и нормативов потребления) процессов внедрения инновационных технологий предприятиями энергетики и потребителями энергии.

В связи с этим все более востребована тарифная политика, адекватная формируемой конкурентной среде. Регулируемый сектор энергетики должен рассматриваться как потенциально конкурентный. Задача тарифной политики состоит в том, чтобы максимально приблизить условия деятельности участников этого сектора к конкурентной среде. Целевая модель тарифной политики не допускает использования перекрестного субсидирования потребителей. Рассчитывать на системное привлечение инвестиций частного сектора в модернизацию производственных мощностей регулируемых видов деятельности можно только в условиях максимально прозрачной информации об этой деятельности и принципах регулирования.

В рамках целевой модели тариф на услуги энергоснабжающих предприятий должен формироваться на основе нормативного расчета затрат и инвестиционной надбавки к тарифу за исполнение норм и нормативов, оказывать стимулирующее воздействие на производителей и потребителей энергии к внедрению инновационных технологий.

К тому же действующая сегодня в энергетике система тарифного регулирования, основанная на ежегодной корректировке предельных тарифов по индексу инфляции (так называемая «тарификация от достигнутого»), имеет низкую эффективность и не может обеспечить эффективную реализацию моделей реформирования и регулирования топливно-энергетического комплекса России. Проведенный анализ затрат крупных энергоснабжающих организаций показал, что динамика роста тарифа недостаточно связана с фактической динамикой изменения главных тарифообразующих видов затрат.

Необходим переход к долгосрочному регулированию тарифа и превращение его в публичную оферту.

Сегодня всего этого нет. В свое время мною была сделана попытка ввести изменения в тарифное регулирование в части надбавок, направленных на стимулирование внедрения инновационных технологий. Но это не было востребовано. О чем речь, если такой кардинальный закон «О теплоснабжении в РФ» десять лет не утверждается. То есть страна живет вообще без закона о теплоснабжении, а это финансовые потоки на сотни миллиардов рублей. Сегодня у государственной власти нет прямых интересов в стимулировании внедрения инновационных технологий.

Сегодня можно предложить два метода реализации инновационной политики: «вертикально-интегрированный» и «кластерный», в зависимости от уровня индустриального развития региона. При вертикально-интегрированном методе весь инновационный цикл сосредотачивается в одной организации с передачей результатов, достигнутых на отдельных стадиях, от подразделения к подразделению (для слабых индустриальных регионов). Кластерный метод – метод партнерства и кооперации, когда ведущее предприятие является организатором инноваций, а функции по созданию и продвижению инновационной продукции распределены между участниками (для развитых индустриальных регионов). Разработанная модель имеет высокую степень адаптивности и может быть успешно реализована в управлении инвестиционно-инновационными процессами в энергетике в составе федеральных и региональных стратегических программ.

Управление реализацией инновационных направлений в электро-, тепло-, газоснабжении и энергосбережении в регионе в условиях формировании конкурентной национальной экономики должно стать одной из основных функций органов власти субъекта Федерации, как на нерегулируемом рынке электроэнергии в виде инвестиционных соглашений, так и на регулируемом рынке в виде институтов и тарифного регулирования.

Концептуальные принципы:

1) Прежде всего проанализированная и обоснованная ценовая граница тарифа

2) Образование тарифа идет только по одному направлению – это передача электроэнергии.

3) Рассчитывается предельный уровень тарифа, как средневзешанная величина на основании данных по всем областям.

4) Временной интервал через который можно пересмотреть тариф – 3–5 лет.

5) Формула для корректировки тарифа определяется регулирующим органом.

6) При определении показателей инфляции, мы учитываем все особенности экономики. К тому же есть разные показатели инфляции, но выбранный показатель должен удовлетворять требованиям: наиболее точно отображать изменения цены, быть оперативным и легко доступным для предприятий, не должен часто пересматриваться.

7) Способность тарифной политики предоставить возможность потребителю перейти в состояние пользователя сети.

8) Способность тарифной политики поставить работу энергосбытовых организаций в зависимость от удешевления электроэнергии и услуг по ее передаче.

2.3 Систематическое проектирование технологии

На первом этапе реформирования электроэнергетики был создан прообраз федерального оптового рынка электроэнергии (ФОРЭМ). Федеральный оптовый рынок электрической энергии и мощности. (ФОРЭМ) был создан Постановлением Правительства Российской Федерации №793 от 12 июля 1996 г. После ликвидации Холдинга предполагалось перейти к действительно конкурентному рынку так, чтобы отдельные электростанции конкурировали бы между собой.

Однако оказалось, что ФОРЭМ не является настоящим рынком по целому ряду причин.

Поставки электроэнергии на ФОРЭМ более чем на 50% осуществляются компаниями, входящими в Холдинг РАО «ЕЭС России».

Администрирование ФОРЭМ осуществляется 100%-ными дочерними структурами РАО «ЕЭС России».

Внутри Холдинга РАО «ЕЭС России» существует неравное отношение администрирующих структур ФОРЭМ к поставщикам электроэнергии, находящимся в полной и неполной собственности РАО «ЕЭС России».

Свободный выбор поставщиков электроэнергии потребителями заменен 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, что не защищает эффективных поставщиков электроэнергии и в то же время позволяет сохранять на ФОРЭМ неэффективных поставщиков.

Свободный выбор поставщиков электроэнергии потребителями заменен прикреплением их расчетно-договорным центром.

При установлении тарифов на электроэнергию широко применяется перекрестное субсидирование как между группами потребителей, так и между регионами.

В результате реальной конкуренции между производителями электроэнергии – участниками ФОРЭМ не возникло.

Такой метод создания рынка изменил степень обеспеченности многих регионов производимой на собственной территории электроэнергией. Если в 1992 г. степень потребности в электроэнергии около 13 регионов были обеспечены поставками от собственных региональных энергосистем, в то время как 19 регионов были избыточными, то сейчас только 7 регионов (обслуживаемые соответственно Мосэнерго, Иркутскэнерго, Свердловэнерго, Тюменьэнерго, Якутскэнерго, Оренбургэнерго и Дагэнерго), можно считать избыточными. В результате доля Холдинга на ФОРЭМе оказалась ниже предполавшейся.

Одной из основных текущих проблем отрасли является чрезмерная зависимость процесса регулирования цен на электроэнергию решений региональных властей. В результате тарифы, как правило, устанавливаются исходя из субъективных соображений, что делает их экономически необоснованными и наносит ущерб интересам как компаний отрасли, так и потребителей.

Действующая в настоящий момент система тарифного регулирования имеет несколько существенных недостатков:

Отсутствие раздельного (по видам деятельности) регулирования вертикально-интегрированных компаний. В настоящее время регулятор устанавливает полный тариф, включающий все элементы одновременно – производство, передачу, сбыт электроэнергии и теплоэнергии. Такой подход препятствует определению экономически обоснованных тарифов и способствует сохранению перекрестного субсидирования между различными видами деятельности энергокомпаний;

краткосрочность;

отсутствие механизма создания у компаний заинтересованности в снижении издержек и повышении эффективности своей работы. В рамках действующей системы в случае снижения издержек регулятор наказывает «передовиков», назначая более низкий тариф на следующий период регулирования;

недостаточная гибкость в реагировании на изменение неконтролируемых статей затрат энергокомпаний и инфляции. Для корректировки тарифов необходимо специальное решение регулирующего органа, получение которого обычно занимает длительное время.

Существующая система регулирования привела к крайне низкой эффективности работы предприятий электроэнергетики.

Для того, чтобы потребители получали правильные экономические сигналы о стоимости и, соответственно, цене потребляемой ими электроэнергии, адекватно устанавливали объемы ее потребления, необходимо обеспечить оплату полной стоимости производства и транспортировки потребляемой электроэнергии. Такой принцип означает устранение перекрестного субсидирования, существующего благодаря деятельности ФЭКа и РЭКов.

Другая причина неэффективности тарифообразования в электроэнергетики 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 дать потребителям правильные экономические сигналы о необходимых затратах на энергоснабжение.

Регламент установления тарифов и процедуры их рассмотрения не позволяют регулирующим органам осуществлять эффективное регулирование из-за ограниченности сроков, необходимых для анализа состояния регулируемых компаний, рассмотрения предложений по изменению тарифов.

Именно поэтому проводится систематическое проектирование технологии обоснования тарифа на услуги предприятий естественной монополии.

Для примера возьмем одну зону и рассмотрим обоснованность тарифов для нее.

Величину тарифов на передачу электроэнергии устанавливает Управление 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 потребителей Волгоградской области на 2009 год» установлены следующие единые тарифы на услуги по передаче электрической энергии для всех потребителей, расположенных на территории Волгоградской области, являющихся субъектами оптового рынка электроэнергии:

Уровень напряжения Одноставочный тариф Двухставочный тариф

Высокое напряжение 413,52 руб./МВт.ч. Ставка за содержание электрических 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 транспорту электроэнергии в конечном тарифе ОАО «Волгоградэнергосбыт».

Данные тарифы сформированы и обоснованы на основании постановления об установлении тарифов только для Волгоградской области. Нет единой системы для формирования тарифа. Рассмотрим данные тарифы с позиции требований к тарифам и технологии.

1) не определена первая ценовая граница.

2) Тарифы устанавливаются по разграниченным признакам.

3) Предельный уровень цен устанавливаются не по средневзвешанным 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 установленные тарифы не обоснованы.

Проведем анализ еще одного региона – Северного Кавказа:

Одной из главных задач филиала ОАО «МРСК Северного Кавказа» – «Дагэнерго» является транспортировка электроэнергии по распределительным сетям от 0,4 кВ до 110 кВ, обеспечивающая надежное электроснабжение потребителей электроэнергией.

Филиал «Дагэнерго» доставляет электроэнергию потребителям Республики Дагестан на территории свыше 50,3 тыс. квадратных километров с населением около 2,5 млн. человек. Для выполнения этой задачи он имеет на своем балансе:

– 4859 км воздушных линий электропередачи 35 -110 кВ

– 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 кВтч электроэнергии, из них потери (технологические и коммерческие составили 1 млрд. 402 млн. 425 тыс. кВтч (32,5%), полезный отпуск электроэнергии потребителям – 2 млрд. 914 млн. 060 тыс. кВтч).

Источником финансирования деятельности филиала является плата за услуги по передаче электроэнергии, которую устанавливает соответствующий региональный орган исполнительной власти. В Республике Дагестан таким органом является Республиканская служба по тарифам (РСТ РД). На 2009 год постановлениями РСТ РД от 16 декабря 2008 года №28 «Об установлении тарифов на услуги по передаче электроэнергии по распределительным сетям республики Дагестан» и №29 «Об установлении индивидуальных тарифов для взаиморасчетов за услуги по передаче электроэнергии Республики Дагестан» за услуги филиала ОАО «МРСК Северного Кавказа» – «Дагэнерго» по передаче электроэнергии по своим сетям установлена плата в размере 622,371 руб./МВтч, что на 15,7% выше, чем на 2008 год.

В структуре затрат филиала, учтенных при установлении тарифа на 2009 год, инвестиционная программа на новое строительство, развитие и модернизацию распредсетей и подстанционного оборудования составит 502 600 тыс. руб.

На ремонтную программу всей инфраструктуры силами своего персонала и сторонних ремонтных предприятий предусмотрено 278 218 тыс. руб. Определенная сумма должна быть затрачена на социальные нужды и выплату зарплаты персоналу, насчитывающему более 3 тысяч человек, при этом среднемесячная зарплата 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 передачу электроэнергии относится повышение стоимости электрооборудования, опор и провода.

Так, в 2008 году стоимость провода выросла на 30% по сравнению с 2007 годом, а филиалу ежегодно необходимо заменять более 150 тонн провода.

В 2008 году филиалом заменены 3135 опоры. За год цена на железобетонные 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 заменено 49 трансформаторов и отремонтировано 600 трансформаторов.

Кроме того, на размер тарифа на передачу электроэнергии влияет уровень культуры потребления населением электроэнергии, дисциплина платежей за энергоресурсы.

Например, в осенне-зимний период 2007–2008 гг. из-за перегруженности заменены по 10 трансформаторов в Кайтагском и Карабудахкентском районах, по 11 – в Буйнакском, Гунибском и Кумухском районах, 15 – в Бабаюртовском, 16 – в Унцукульском, 27 трансформаторов в Ботлихском. Следует обратить внимание на тот факт, что замена этих трансформаторов произошла в осенне-зимний максимум потребления. Это значит, что с наступлением холодов резко растет потребление из-за массового включения неучтенных, зачастую самодельных обогревательных приборов. В конечном итоге и линии, и трансформаторы не выдерживают сверхпредельные нагрузки и выходят из строя. В результате, потребители на какой-то период остаются без электричества, филиал отвлекает от основной работы персонал на неплановые ремонты и несет незапланированные материальные и финансовые затраты. В свою очередь, перегрузки по вине потребителей отражаются на размере тарифов и бьют по карману самих же потребителей.

Повышение культуры электропотребления означает также энергосбережение. Электроэнергия – важный ресурс, цена которого постоянно растет. Поэтому применение эффективных люминесцентных и галагеновых светильников, утепление окон, дверей своих домов позволить получить реальную экономию в семейном бюджете.

С другой стороны, проблемой остается относительно высокий уровень неучтенного потребления электроэнергии, деньги за которую не попадают в кассу энергопредприятия.

К сожалению, филиал «Дагэнерго» завершил 2008 год с убытками. Ожидаемые убытки составляют 842 млн. 399 тыс. руб. На это есть ряд объективных причин, главная из которых состоит в том, что тариф на передачу электроэнергии в республике еще не соответствует экономическому обоснованному уровню.

Следует также отметить, что общий долг всех потребителей электроэнергии Дагестана по данным ОАО «ДЭСК» сегодня составляет 758,5 млн. руб. Наиболее крупными должниками являются оптовые покупатели-перепродавцы: городские сети Махачкалы (408,0 млн. руб.), Кизилюрта (58,1 млн. руб.), Кизляра (21,7 млн. руб.). Это создает немалые трудности в стабильном обеспечении электроэнергией потребителей республики.

Тем не менее, работники филиала «Дагэнерго» делают все, чтобы в домах дагестанцев постоянно был свет, тепло, а значит уют и комфорт.

2.4 Апробирование технологии

Оценка энергоэффективности региона в физических показателях включает в себя количество производимого валового регионального продукта в расчете на одну тонну условного топлива. Данные показатели сравниваются с аналогичными показателями в странах Европейского союза и средними по Российской Федерации.

Получаются неутешительные цифры. Если в Евросоюзе на одну тонну условного топлива производится валового продукта на 6 000 долларов, в России – на 1 800 долларов, то, скажем, в Пермском крае – только на 1 100 долларов. Из этого следует, что наша энергетика сегодня неэффективна. Потери топлива по всей сети достигают 70 процентов.

Большие потери возникают при выработке энергии, ее транспортировке, из-за несовершенных технологий по генерации. На западе, к примеру, существует парогазовый цикл, который позволяет эффективно использовать топливо на единицу вырабатываемой энергии. Мы по всем этим параметрам сегодня отстаем.

При этом все разговоры про энергосбережение уходят в никуда. Причина этого в том, что энергетика развивается сама по себе, а эффективность энергопотребления сама по себе. Сегодня необходимо стратегию энергетики, подготовку всех мероприятий по развитию производства энергии проводить параллельно с мероприятиями по энергосбережению. То есть если, допустим, инвестиции в киловатт-час составляют 800 долларов и выше, то необходимо прикинуть, сколько же средств пойдет в энергосбережение. А в энергосбережение обычно идет в четыре–пять раз меньше, то есть 200–300 долларов на один киловатт. При создании программ по развитию энергетического комплекса, необходимо рассматривать альтернативные позиции: что более эффективно или в энергосбережение вложить средства, или в наращивание мощностей с целью преодоления дефицита энергии.

Необходимо создание агентства по энергосбережению на уровне региона, которое должно выступать контрагентом в части развития энергосберегающих технологий. Поскольку энергосбережение – это вопрос местного регионального уровня.

Ни в коем случае. Предлагаемый концептуальный подход к формированию моделей государственного регулирования энергетического комплекса основывается на дифференцированном подходе. Если предприятие имеет показатели эффективности на высоком уровне, то государство не регулирует такое предприятие, кроме введения ограничений для естественных монополий.

Усилия государственных органов власти должны быть направлены на активизацию инвестиционной и инновационной деятельности в региональном энергетическом комплексе. А модели регулирования деятельности энергетических предприятий в условиях естественной монополии предполагают мультидеятельный подход к формированию методов государственного регулирования. При этом степень их взаимоотношений зависит от эффективности функционирования регионального энергетического комплекса. Чем эффективнее функционирует региональный энергетический комплекс – тем меньше государственное участие.

Последние решения Правительства РФ на госсовете в Ижевске по переходу страны на новую модель конкурентной экономики направлены на производство современных товаров высокого качества с конкурентной себестоимостью. При существующем состоянии российской энергетики (прогнозируемый дефицит электроэнергии к 2010 году и низкие показатели ее эффективности) – это миф. Для исправления сложившейся ситуации сегодня необходимо срочное введение дифференцированного подхода к управлению развитием энергетики и механизмов стимулирования внедрения технологических и организационных инноваций, как на региональном, так и на федеральном уровне.

Произведем расчет обоснованного тарифа по Волгоградской области:

1) Предельная ценовая граница составляет 2100 руб./МВтч, исходя из практики и тарифов в общем.

2) Рассчитаем тариф исходя из формулы средневзвешанной. По анализу по двум регионам и он составит: 622+655/2 = 638.5 руб. М / Втч

3) Исходя из данного тарифа рассчитаем тариф на следующий год, исходя из того, что уровень изменился на 23%: 622+23% = 765 руб. М / Втч;

655+23% = 805 руб. М / Втч. Тогда средневзвешанный тариф составит: 765+805/2 = 785 руб. М / Втч.

4)  Временной интервал устанавливаемый для пересмотра тарифов будет 5 лет.

3. Значение стандартов и сертификатов

Значение стандартов и сертификатов в области передачи электроэнергии, да и применительно к электроэнергии как к товару очень большое, как и в отношении любого другого товара. Для более успешного государственного регулирования необходимы стандарты в области качества электроэнергии, а также в области передачи электроэнергии. Так же необходимо сертифицированный процесс передачи электроэнергии. Далее мы рассмотрим сертификацию процесса передачи электроэнергии и существующие стандарты в этой области

Электроэнергия как товар обладает рядом специфических свойств. Она непосредственно используется при создании других видов продукции и оказывает существенное влияние на экономические показатели производства и качества выпускаемых изделий. Понятие качества электрической энергии отличается от понятия качества других товаров. Качество электроэнергии (КЭ) проявляется через качество работы потребителей электроэнергии (ПЭ).

Качество электроэнергии

Любой продаваемый на рынке товар должен отвечать определенным правовым критериям качества. Как правило, данные критерии устанавливаются договором между сторонами. Однако для некоторых рынков (особенно находящихся под контролем монополистов) и некоторых товаров (особенно обеспечивающих насущные нужды потребителей и общества) критерии качества устанавливаются государством: в виде государственных стандартов качества, условий лицензирования соответствующей деятельности и других обязательных требований. К таким товарам относится и электроэнергия, подаваемая розничным потребителям. Оправданность вмешательства государства в отношения покупателя и продавца электроэнергии не должна вызывать сомнений, что подтверждается крупнейшими авариями энергосистем последних лет. При этом импульсом необратимых последствий для современного общества могут послужить такие факторы, как возгорание неисправного трансформатора на подстанции или отказ изношенного выключателя, неспособного справиться с отключением для локализации аварии.

Однако интерес потребителей в отношении соответствия электроэнергии нормативно установленным стандартам качества не ограничивается удовлетворением их собственных, индивидуальных потребностей в электроэнергии. Изъяны функционирования энергосистем негативно отражаются не только на работоспособности отдельных предприятий или элементарном уровне комфорта отдельных семей: вызываемые ими последствия влекут мгновенный паралич системных связей, обеспечивающих взаимодействие хозяйствующих субъектов, различных социальных инфраструктур, технологическую и экологическую безопасность. Полное прекращение эксплуатации отдельных производственных мощностей или технологических функций может привести к катастрофическим последствиям, как к техногенным, так и экологическим. Следствием отключения от электроэнергии транспортной инфраструктуры мегаполиса становится социальный хаос: прекращают работать информационные каналы, наступает коллапс систем жизнеобеспечения целых регионов.

Неудовлетворительное состоя-ние основных фондов предприятий электроэнергетики как макроэкономический фактор негативно сказывается на оценке инвестиционного климата в народном хозяйстве. Износ оборудования приводит к дефициту электроэнергии и, как следствие, к вынужденному ограничению ее потребления, а значит, сдерживанию потенциала экономического роста страны, особенно в промышленности: считается, что на 1 руб. электропотребления приходится около 30 руб. ВВП.

Таким образом, проблема качества электроэнергии, по нашему мнению, должна решаться как задача общенационального значения, что подразумевает компромисс всех заинтересованных сторон.

Качество электроэнергии на месте производства не гарантирует ее качество на месте потребления. Характер самого производственного процесса существенно влияет на параметры качества электроэнергии. КЭ до и после включения потребителя в точке его присоединения может быть различно. По существу КЭ можно было бы характеризовать термином «Электромагнитная совместимость» (ЭМС). Под ЭМС понимается способность оборудования нормально функционировать в его электромагнитной среде, не создавая недопустимых электромагнитных помех для другого оборудования, функционирующего в этой среде.

Соблюдение энергоснабжающими организациями и ПЭ показателей качества позволяет не только экономить топливно-энергетические ресурсы, но и другие виды материальных ресурсов, часть которых при низком уровне качества электроэнергии тратится на бракуемую и утилизируемую продукцию. В 1999 г. был введен в действие межгосударственный стандарт ГОСТ 13109–97 (Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения). Стандарт устанавливает показатели и нормы качества электрической энергии в электрических сетях систем электроснабжения общего назначения переменного трехфазного и однофазного тока частотой 50 Гц в точках, к которым присоединяются электрические сети, находящиеся в собственности различных потребителей электрической энергии или приемники электрической энергии (точки общего присоединения).

Нормы

Нормы КЭ, установленные настоящим стандартом, являются уровнями электромагнитной совместимости для кондуктивных электромагнитных помех в системах электроснабжения общего назначения. При соблюдении указанных норм обеспечивается электромагнитная совместимость электрических сетей электроснабжения общего назначения и электрических сетей потребителей электрической 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 энергии установлена законодательными актами Российской Федерации:

– Закон Российской Федерации «О защите прав потребителей» 1992 г.,

– Постановление правительства Российской Федерации «Об утверждении перечня товаров, подлежащих обязательной сертификации, и перечня работ и услуг, подлежащих обязательной сертификации» от 13.08.97 №1013.

И перечнем подзаконных правовых документов:

– Совместное Решение Госстандарта России и Минтопэнерго России «О порядке введения Обязательной сертификации электрической энергии» от 3 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 «О сертификации электрической энергии».

– Приказ Госстандарта Российской Федерации от 29 апреля 1998 г. №182 «О выполнении совместного решения Госстандарта России и Минтопэнерго России о порядке введения обязательной сертификации электрической энергии».

В соответствии с указанными документами любая энергоснабжающая организация должна иметь Сертификат соответствия ГОСТ Р по показателям качества электрической энергии. Для этой цели создаются испытательные лаборатории по качеству электрической энергии (ИЛ КЭ) и соответствующие органы по сертификации КЭ, которые в установленном порядке проходят аккредитацию в Госстандарте Российской Федерации. Порядок работы ИЛ КЭ аналогичен порядку работы испытательных лабораторий в системе сертификации ГОСТ Р.[8]

Сертификация электроэнергии в силу своей значимости для отрасли является одним из приоритетных направлений деятельности Национальной ассоциации потребителей электроэнергии.

Мы исходим из того, что каждый потребитель имеет право на бесперебойное и надежное снабжение электрической энергией, вследствие чего сертификация рассматривается нами как важнейший и необходимый механизм обеспечения этих элементарных интересов. Сертификация – это не праздное бюрократическое изобретение: сертификат соответствия выдается электроснабжающей организации при положительных результатах испытания подаваемой электроэнергии на наличие ряда объективных характеристик, без которых немыслима энергетическая безопасность потребителя. Речь, по существу, идет о критериях минимально необходимого стандарта качества потребляемой электроэнергии. Неслучайно сертификация сама по себе является не только обязательной процедурой подтверждения качества электроэнергии, но и необходимым условием лицензирования деятельности по продаже электроэнергии гражданам.

В настоящий момент значительная часть энергоснабжающих организаций 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 прав потребителей электроэнергии, весьма озабочена создавшимся положением.

Правовой режим сертификации электроэнергии

Правовое регулирование качественных стандартов электроэнергии определяется ст. 542 Гражданского кодекса Российской Федерации, согласно которой 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. Соответствие ГОСТу должно быть подкреплено обязательной сертификацией электроэнергии в распределительных сетях, по которым она подается потребителям, что предусмотрено Постановлением Правительства Российской Федерации от 13 августа 1997 г. №1013. Процедура сертификации регламентирована Правилами проведения сертификации электрооборудования и электроэнергии, утвержденными Постановлением Госстандарта Российской Федерации от 16 июля 1999 г. №36 (в ред. Постановлений Госстандарта Российской Федерации от 3 января 2001 г. №1 и от 21 августа 2002 г. №80). Кроме того, сертификация является одним из условий обязательного лицензирования деятельности по реализации электроэнергии гражданам (в соответствии с Постановлением Правительства Российской Федерации от 6 мая 2005 г. №291).

Выше говорилось о том, чем может грозить потребителю подсоединение к сетям, по которым подается несертифицированная электроэнергия. Однако, как и любая противозаконная деятельность, продажа электроэнергии без сертификата соответствия (что в случае договора энергоснабжения с гражданами автоматически означает отсутствие лицензии) представляет угрозу для самого правонарушителя – энергоснабжающей организации. При наличии арсенала правовых средств и в условиях тотального уклонения от получения сертификата (лицензии) органы внутренних дел, прокуратура, Ростехнадзор имеют возможность возбудить сотни уголовных (по ст. 171 Уголовного Кодекса Российской Федерации «Незаконное предпринимательство») и тысячи административных (например, по ст. 14.1 Кодекса Российской Федерации об административных правонарушениях «Осуществление предпринимательской деятельности без государственной регистрации или без специального разрешения (лицензии))» дел. В результате таких действий статистика органов сертификации уже в скором времени свидетельствовала бы о заметном увеличении числа поданных заявок. Однако в конечном счете все, как всегда, будет определять «цена вопроса».

Проблема сертификации электроэнергии обусловлена не изъянами работы контролирующих органов, а неспособностью энергоснабжающих организаций обеспечить подачу электроэнергии, соответствующей требованиям ГОСТа. Данная проблема, как уже говорилось, нуждается в системном решении: необходим план сертификации всей электроэнергетики России.

Еще в марте 2005 г., в рамках проверки хода экономических в отечественной электроэнергетике, Счетная палата Российской Федерации пришла к выводу, что главная проблема отрасли – серьезный уровень изношенности основных фондов. По разным оценкам, степень износа (амортизации) основных фондов в электроэнергетике составляет около 60%, (57,7% – по оценкам Минпромэнерго Российской Федерации, 70% – по мнению некоторых независимых экспертов), причем все специалисты разделяют точку зрения, что существует тенденция к увеличению данной пропорции. Так, глава Минпромэнерго Российской Федерации В. Христенко, выступая на заседании правительства 7 июня 2006 г., признал, что «в то время как в целом по промышленности износ основных фондов уменьшается, в электроэнергетике старение основных фондов продолжается». Из-за высокого износа оборудования растут потери электроэнергии в распределительных сетях (которые подлежат сертификации). В столичной электроэнергетической системе, крупнейшей по мощности и сбыту электроэнергии среди 74 региональных энергосистем, износ основных фондов, по признанию руководителя Московской объединенной энергетической компании А. Ремизова, ныне достигает 63–65%. В других регионах данный показатель нередко превышает 70%. Между тем в соответствии с международными стандартами износ свыше 45% считается критическим порогом для энергетической безопасности страны.

Таким образом, для достижения установленных ГОСТом качественных стандартов, а значит, для энергетической безопасности отдельных потребителей и общества в целом, а также решения связанных с качеством электроэнергии экономических задач понадобится существенное обновление основных фондов электроэнергетики, то есть замена или ремонт огромного числа единиц устаревшего оборудования. В то же время, с учетом катастрофического состояния, в котором находится оборудование российских электросетей, сертификация – это не только необходимость, предписанная законом, – она абсолютно безотлагательна в контексте предупреждения возможности энергетической катастрофы.

Остается выяснить, сколько это будет стоить и кому за это придется заплатить, т. к. большая часть оборудования, используемого для подачи электроэнергии потребителям, принадлежит сетевой компании (ФСК).

Существуют различные мнения по вопросу об объеме финансирования для покрытия расходов на модернизацию устаревшего оборудования, однако ни у кого не вызывает сомнения порядок цифр – речь идет о десятках млрд руб. ежегодных инвестиций. Например, комиссия РАО «ЕЭС России», расследовавшая причины московской аварии в мае 2005 г., подсчитала, что для замены устаревшего оборудования (подстанций и кабельных линий) в Москве и Московской области необходимы ежегодные затраты в размере не менее 3 млрд руб. Таким образом, учитывая, что доля столичного региона составляет около 10% от общего объема энергомощностей, на обновление всех российских сетей потребуется 30 млрд руб. в год.

Следует отметить, что цифры по-прежнему будут астрономическими, если подсчеты ограничатся утилитарными нуждами сертификации, которая не предполагает обновления всего парка оборудования. По результатам отбора для сертификационных испытаний может быть проверено от 50 до 5% заявленных на сертификацию распределительных электрических сетей – таково нормативно установленное условие сертификации. При этом замена даже одной единицы устаревшего оборудования, обслуживающего электросети, как необходимое условие соответствия показателей электроэнергии требованиям ГОСТа 13109–97 обойдется в сотни тыс. руб., а проверяться могут сотни, в некоторых случаях – тысячи единиц. Доля оборудования, которая не будет удовлетворять требованиям сертификации, по официальным данным, составляет около 60%. Кроме того, колоссальных расходов потребует и сам процесс сертификации: географические и климатические условия страны порой серьезно затрудняют как испытания на многих объектах, так и доступ к ним.

Между тем, несмотря на то что в соответствии с Приказом РАО «ЕЭС России» от 25 октября 2005 г. №703 электросетевым и неразделенным компаниям предписывалось в месячный срок заключить с органами по сертификации договоры на проведение сертификации электрической энергии, с тем чтобы в первом квартале 2006 г. был получен первый сертификат, а в 2007 г. полностью завершить сертификацию, в настоящее время подавляющее число данных компаний работает без сертификатов и, соответственно, без лицензий на продажу электроэнергии гражданам.

Выводы:

1) Потребителю электроэнергии гарантируется снабжение электроэнергией определенного стандарта качества, что обусловлено, с одной стороны, монопольной системной электроснабжения, а с другой – чрезвычайной важностью качества подаваемой электроэнергии как ресурса функционирования, жизнеобеспечения и безопасности отдельных потребителей и как ключевого макросистемного фактора. Стандарты качества определены в ГОСТ 13109–97.

2) Подтверждение гарантии качества электроэнергии осуществляется посредством ее сертификации.

3) Обеспечение электроснабжающими организациями стандарта качества электроэнергии затруднено в силу высокой степени изношенности оборудования.

4) Электроснабжающие организации не имеют возможности осуществлять возмещаемые расходы на сертификацию.

5) Государство не должно занимать либеральную позицию в вопросах качества электроэнергии.

6) Решение задачи обеспечения качества электроэнергии заключается в скорейшем обновлении оборудования (выгодном потребителю): отсутствие дефицита мощности позволит снять ограничения на потребление, модернизированная отрасль получит приток инвестиций, заработает системный фактор роста ВВП, применение новых технологий повлечет удешевление электроэнергии и так далее.

4. Правила обеспечения безопасности передачи электроэнергии по сетям

4.1 Парниковый эффект

Количественно величина парникового эффекта определяется как разница между средней приповерхностной температурой атмосферы планеты и её эффективной температурой. Парниковый эффект существенен для планет с плотными атмосферами, содержащими газы, поглощающие излучение в инфракрасной области спектра, и пропорционален плотности атмосферы. Следствием парникового эффекта является также сглаживание температурных контрастов как между полярными и экваториальными зонами планеты, так и между дневными и ночными температурами

Природа парникового эффекта

Прозрачность атмосферы Земли в видимом и инфракрасном диапазонах (поглощение и рассеивание):

1. Интенсивность солнечной радиации и инфракрасного излучения поверхности Земли – даны спектральные интенсивности без учёта и с учётом поглощения

2. Суммарное поглощение и рассеивание в атмосфере в зависимости от длины волны

3. Спектры поглощения различных парниковых газов и рэлеевское рассеяние. Парниковый эффект атмосфер обусловлен их различной прозрачностью в видимом и дальнем инфракрасном диапазонах. На диапазон длин волн 400– ? 1500 нм (видимый свет и ближний инфракрасный диапазон) приходится 75% энергии солнечного излучения, большинство газов не поглощают в этом диапазоне; рэлеевское рассеяние в газах и рассеяние на атмосферных аэрозолях не препятствуют проникновению излучения этих длин волн в глубины атмосфер и достижению поверхности планет. Солнечный свет поглощается поверхностью планеты и её атмосферой (особенно излучение в ближней УФ- и ИК-областях) и разогревает их. Нагретая поверхность планеты и атмосфера излучают в дальнем инфракрасном диапазоне: так, в случае Земли () 75% теплового излучения приходится на диапазон 7,8–28 мкм, для Венеры () – 3,3–12 мкм.

Атмосфера, содержащая газы, поглощающие в этой области спектра (т. н. парниковые газы – H2O, CO2, CH4), существенно непрозрачна для такого излучения, направленного от её поверхности в космическое пространство, то есть имеет в ИК-диапазоне большую оптическую толщину. Вследствие такой непрозрачности атмосфера становится хорошим теплоизолятором, что, в свою очередь, приводит к тому, что переизлучение поглощённой солнечной энергии в космическое пространство происходит в верхних холодных слоях атмосферы. В результате эффективная температура Земли как излучателя оказывается более низкой, чем температура её поверхности.

Влияние парникового эффекта на климат Земли

Исходя из того, что «естественный» парниковый эффект – это устоявшийся, сбалансированный процесс, увеличение концентрации «парниковых» газов в атмосфере должно привести к усилению парникового эффекта, который в свою очередь приведет к глобальному потеплению климата. Количество CO2 в атмосфере неуклонно растет вот уже более века из-за того, что в качестве источника энергии стали широко применяться различные виды ископаемого топлива (уголь и нефть). Кроме того, как результат человеческой деятельности в атмосферу попадают и другие парниковые газы, например, метан, закись азота и целый ряд хлоросодержащих веществ. Несмотря на то, что они производятся в меньших объёмах, некоторые из этих газов куда более опасны с точки зрения глобального потепления, чем углекислый газ.

Деятельность человека приводит к повышению концентрации парниковых газов в атмосфере. Увеличение концентрации парниковых газов приведет к разогреву нижних слоев атмосферы и поверхности земли. Любое изменение в способности Земли отражать и поглощать тепло, в том числе вызванное увеличением содержания в атмосфере тепличных газов и аэрозолей, приведет к изменению температуры атмосферы и мировых океанов и нарушит устойчивые типы циркуляции и погоды.

Тем не менее, ведутся ожесточенные споры вокруг того, какое конкретно количество этих газов вызовет потепление климата и в какой степени, а также как скоро это произойдет. Даже когда изменение климата действительно происходит, в этом трудно быть стопроцентно уверенным. Мировые средние температуры могут сильно колебаться в пределах нескольких лет и десятилетий – причем по естественным причинам. Проблема в том, что считать средней температурой, и на основании каких критериев судить, действительно ли она изменилась в ту или другую сторону.

В конце восьмидесятых – начале девяностых годов XX века несколько лет подряд среднегодовая глобальная температура была выше обычной. Это вызвало опасения в том, что вызванное человеческой деятельностью глобальное потепление уже началось. Среди ученых существует консенсус, что за последние сто лет среднегодовая глобальная температура поднялась на 0,3 – 0,6 градусов Цельсия. Существует научный конценсус, что жизнедеятельность человека является основным фактором который влияет на текущее повышение температуры на земле.

Возможно, однако, что существующий скепсис в вопросе глобального потепления порожден корпорациями, которым не выгодно сокращать или адаптировать 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 и ратифицировавшие Протокол

Страны, подписавшие, но отказавшиеся ратифицировать Киотский протокол (США)

По состоянию на 26 марта 2009 Протокол был ратифицирован 181 страной мира (совокупно ответственными за более чем 61% общемировых выбросов). Заметным исключением из этого списка являются США. Первый период осуществления протокола начался 1 января 2008 и продлится пять лет, до 31 декабря 2012, после чего, как ожидается, на смену ему придёт новое соглашение, предположительно достигнутое в декабре 2009 на конференции ООН в Копенгагене.

Детали соглашения

Количественные обязательства

Киотский протокол стал первым глобальным соглашением об охране окружающей среды, основанным на рыночных механизмах регулирования – механизме международной торговли квотами на выбросы парниковых газов.

Страны Приложения B Протокола определили для себя количественные обязательства по ограничению либо сокращению выбросов на период с 1 января 2008 до 31 декабря 2012 года. Цель ограничений – снизить в этот период совокупный средний уровень выбросов 6 типов газов (CO2, CH4, гидрофторуглеводороды, перфторуглеводороды, N2O, SF6) на 5,2% по сравнению с уровнем 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 2008–2012 годах на уровне 1990 года

Развивающиеся страны, включая Китай и Индию, обязательств на себя не брали.

Обязательства на последующие годы будут предметом серии переговоров, 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 механизмы гибкости:

– торговлю квотами, при которой государства или отдельные хозяйствующие субъекты на его территории могут продавать или покупать квоты на выбросы парниковых газов на национальном, региональном или международном рынках;

– проекты совместного осуществления – проекты по сокращению выбросов парниковых газов, выполняемые на территории одной из стран Приложения I РКИК полностью или частично за счёт инвестиций другой страны Приложения I РКИК;

– механизмы чистого развития – проекты по сокращению выбросов парниковых газов, выполняемые на территории одной из стран РКИК (обычно развивающейся), не входящей в Приложение I, полностью или частично за счёт инвестиций страны Приложения I РКИК.

– Механизмы гибкости были разработаны на 7‑й Конференции сторон РКИК (COP‑7), состоявшейся в конце 2001 года в Марракеше (Марокко), и утверждены на первой Встрече сторон Киотского протокола (MOP‑1) в конце 2005.

Киотский протокол и Россия

Федеральный закон «О ратификации Киотского протокола к Рамочной конвенции Организации Объединённых Наций об изменении климата» был принят Госдумой РФ 22 октября 2004 года и одобрен Советом Федерации 27 октября 2004. 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 официальной передачи документа о ратификации его Россией в Секретариат РКИК 18 ноября 2004 (для вступления его в силу была необходима ратификация государствами, на долю которых приходилось бы не менее 55% выбросов парниковых газов). Первый период осуществления протокола начался 1 января 2008 года и завершится 31 декабря 2012.

В течение первого года действия Киотского протокола, 2005, его механизм на территории России так и не начал действовать – создание национальной биржи по торговле квотами на выбросы парниковых газов фактически было приостановлено на неопределённый срок, отсутствали и проекты совместного осуществления по замене оборудования российских предприятий на более эффективное и экологически чистое. Причина состояла в отсутствии документов, необходимых для создания национального реестра выбросов парниковых газов.

В марте 2006 года на заседании Правительства Российской Федерации был рассмотрен вопрос о реализации положений Киотского протокола. Министерству экономического развития и торговли вместе с другими федеральными органами власти было поручено в течение двух месяцев подготовить концепцию проекта законодательного акта, регулирующего вопросы реализации в Российской Федерации Киотского протокола. Кроме того, в течение одного месяца должен быть подготовлен документ, регулирующий применение статьи 6 Киотского протокола, согласно которой Россия может привлекать инвестиции в проекты совместного осуществления.

К началу 2008 года в России были готовы процедуры работы по Киотскому протоколу, на официальном сайте РКИК ООН были представлены порядка 50 проектов совместного осуществления из России. В России работают международные компании, такие как консультанты CAMCO и Global-Carbon, орган по проведению независимой экспертизы проектов по сокращению выбросов (детерминации) SGS, а также один из крупнейших покупателей квот шведский концерн Tricorona Ab (Трикорона ОАО).

4.3 Экономия электроэнергии

Меры против растраты электроэнергии

Улучшение технологий должно повысить КПД систем бесперебойного энергоснабжения, особенно при их частичной загруженности. Речь идет далеко не о мелочах: к примеру, как обещают производители, для установки мощностью 40 кВА экономия составит около 8700 кВтхч в год.

За исключением коротких перерывов на техническое обслуживание, системы ИБП эксплуатируются по 24 часа в сутки на протяжении многих лет. Теряемая мощность, какой бы незначительной она ни казалась на первый взгляд, суммируется в огромные цифры расходов и отрицательного воздействия на окружающую среду. Поэтому производители систем ИБП активно работают над улучшением КПД. Недавно предложенный подход для выпрямителей и преобразователей тока, названный «фиксацией нейтральной точки» (Neutral Point Clamp, NPC), позволил добиться заметного скачка в производительности.

Предприятия стали уделять особое внимание энергоэффективным системам ИТ с тех пор, как вопрос заботы о климате стал доминировать в общественных дискуссиях, а затраты на электроэнергию стремительно скакнули вверх при отсутствии перспектив прекращения роста цен. Первыми кандидатами на принятие мер по оптимизации потребления ресурсов оказываются центры обработки данных. Списки расточителей энергии возглавляют ИБП. Поскольку они не делают ничего другого, кроме обеспечения энергией подключенных устройств, в том числе в случае потери питания от сети, кажется, что они расходуют электричество крайне расточительно.

При этом часто забывают, что системы ИБП работают без перерывов. Они постоянно преобразуют переменный ток из сети в постоянный ток для питания батареи, чтобы потом, в случае отказа основной сети, поддержать подачу энергии. Однако для питания подключенных устройств необходима обратная трансформация.

Такой двойной процесс преобразования приводит к вынужденным потерям и проявляется в виде выделения тепла. Это нецелевое потребление энергии влияет на две статьи расходов: затраты на эксплуатацию системы ИБП и на климатизацию. Чем меньше КПД, представляющий собой соотношение полученной и отданной мощности, тем больше электроэнергии преобразуется в тепло, что, в свою очередь, усиливает потребность в охлаждении.

Поскольку на протяжении десятилетнего срока службы систем ИБП каждый дополнительный процент КПД не только заметно сокращает эксплуатационные расходы, но и снижает выброс CO2, новые концепции ИБП фокусируются на повышении КПД (см. Рисунок 1). Современные устройства, как правило, обеспечивают хорошие показатели КПД, которые составляют 92% и более. Дальнейшие улучшения возможны благодаря применению передовых вентилей статических преобразователей тока. Системы с цифровыми компонентами на биполярных транзисторах с изолированным затвором (Isolated Gate Bipolar Transistor, IGBT) позволяют добиться значений КПД более 96%. В новейших системах эта технология используется не только в инверторах, но и в выпрямителях.

ПОВЫШЕНИЕ КПД

Однако достижение высокого КПД возможно лишь при правильной нагрузке на системы ИБП. Оптимальная загруженность при постоянной работе составляет 70–90%. Прежде чем принимать решение о приобретении, у производителя следует поинтересоваться относительно способа измерения конкретного КПД. Как правило, его значение указывается для эксплуатации при полной нагрузке, причем измерение КПД осуществляется в реальной инсталляции.

Лишь немногие системы ИБП работают на пределе своих возможностей. Традиционна частичная загрузка, особенно при избыточном оснащении, столь характерном для центров обработки данных, т.е. следует исходить из более низких показателей КПД при частичной загрузке, а значит, из большой потери энергии.

Именно на эту проблему направлено внимание при разработке современных подходов к дальнейшей оптимизации. Цель – добиться того, чтобы при эксплуатации систем ИБП в режиме неблагоприятной нагрузки КПД не ухудшался столь значительно, как раньше. За последнее время в этом направлении достигнут большой прогресс. К примеру, Alpha Technologies включила в свой продуктовый портфель серию устройств ИБП с КПД выше 96% при полной загрузке, причем его значение не опускается ниже 92% в случае малой загруженности. Такими характеристиками модель обязана технологии «фиксации нейтральной точки» (Neutral Point Clamp, NPC).

Для преобразования постоянного тока из батареи в переменный ток в двойных преобразователях класса VFI SS III применяются полумостовые (Half Bridge) инверторы. Ориентируясь на некоторую точку отсчета (как правило, нулевую), традиционные преобразователи работают с двумя уровнями напряжения. В современных ИБП вместо обычных двухуровневых преобразователей (2‑Level Inverter) устанавливаются инверторы на основе трехуровневого NPC. Эти преобразователи среднего напряжения оказываются очень эффективными в широком диапазоне частот переключений.

Для реализации такого подхода вентили статических преобразователей тока (IGBT) соединены последовательно и работают через фиксирующие диоды (Clamp Diodes) и конденсаторы промежуточного контура в так называемом трехуровневом режиме (Three Level Mode) (см. Рисунок 2). Тем самым достигается более рациональное использование полупроводниковых переключателей, а кривая выходного напряжения становится гораздо ровнее. При одновременном сокращении гармонических колебаний, воздействующих на систему в виде искажений, КПД значительно повышается.

Что из этого следует? Прежде всего, меньшее искажение напряжения, причем при любой степени загруженности системы. Далее, при высоких напряжениях становится возможным использование компонентов, предназначенных для более низких напряжений. Решающее преимущество: теряемая мощность сокращается до минимума. Теперь на входе и выходе можно реализовать трехфазные системы ИБП, не чувствительные к колебаниям напряжения и нагрузки. Одновременно обеспечиваются идеальный синусоидальный сигнал и максимальная электрическая мощность.

Стоимость системы 40 кВА с технологией NPC превышает стоимость систем такого же уровня мощности традиционной конструкции вследствие применения более дорогих компонентов на выходе. Однако дополнительные затраты на приобретение технически более совершенного решения окупаются, по оценкам производителя, уже через год: экономия потребляемой электроэнергии составляет около 8700 кВтхч. Это снижает расходы на электроэнергию при эксплуатации ИБП приблизительно на 1900 евро в год, а на охлаждение – до 600 евро. Выброс CO2 сокращается на 6 т.

5. Оценка эффективности внедрения разработки

5.1 Формирование технологии оценки

Оценка энергоэффективности региона в физических показателях включает в себя количество производимого валового регионального продукта в расчете на одну тонну условного топлива. Данные показатели сравниваются с аналогичными показателями в странах Европейского союза и средними по Российской Федерации.

Получаются неутешительные цифры. Если в Евросоюзе на одну тонну условного топлива производится валового продукта на 6 000 долларов, в России – на 1 800 долларов, то, скажем, в Пермском крае – только на 1 100 долларов. Из этого следует, что наша энергетика сегодня неэффективна. Потери топлива по всей сети достигают 70 процентов.

Большие потери возникают при выработке энергии, ее транспортировке, из-за несовершенных технологий по генерации. На западе, к примеру, существует парагазовый цикл, который позволяет эффективно использовать топливо на единицу вырабатываемой энергии. Мы по всем этим параметрам сегодня отстаем.

При этом все разговоры про энергосбережение уходят в никуда. Причина этого в том, что энергетика развивается сама по себе, а эффективность энергопотребления сама по себе. Сегодня необходимо стратегию энергетики, подготовку всех мероприятий по развитию производства энергии проводить параллельно с мероприятиями по энергосбережению. То есть если, допустим, инвестиции в киловатт-час составляют 800 долларов и выше, то необходимо прикинуть, сколько же средств пойдет в энергосбережение. А в энергосбережение обычно идет в четыре–пять раз меньше, то есть 200–300 долларов на один киловатт. При создании программ по развитию энергетического комплекса, необходимо рассматривать альтернативные позиции: что более эффективно или в энергосбережение вложить средства, или в наращивание мощностей с целью преодоления дефицита энергии.

Необходимо создание агентства по энергосбережению на уровне региона, которое должно выступать контрагентом в части развития энергосберегающих технологий. Поскольку энергосбережение – это вопрос местного регионального уровня.

Учитывая глобальный экономический кризис и ваши предложения по тарифной политике, получается, что мы снова должны перейти к тотальному государственному регулированию?

Ни в коем случае. Предлагаемый концептуальный подход к формированию моделей государственного регулирования энергетического комплекса основывается на дифференцированном подходе. Если предприятие имеет показатели эффективности на высоком уровне, то государство не регулирует такое предприятие, кроме введения ограничений для естественных монополий.

Усилия государственных органов вла­сти должны быть направлены на активизацию инвестиционной и инновационной деятельности в региональном энергетиче­ском комплексе. А модели регулирования деятельности энергетических предприятий в условиях естественной монополии предполагают мультидеятельный подход к формированию методов государственного регулирования. При этом степень их взаимоотношений зависит от эффективности функционирования регионального энергетического комплекса. Чем эффективнее функционирует региональный энергетический комплекс – тем меньше государственное участие.

Последние решения Правительства РФ на госсовете в Ижевске по переходу страны на новую модель конкурентной экономики направлены на производство современных товаров высокого качества с конкурентной себестоимостью. При существующем состоянии российской энергетики (прогнозируемый дефицит электроэнергии к 2010 году и низкие показатели ее эффективности) – это миф. Для исправления сложившейся ситуации сегодня необходимо срочное введение дифференцированного подхода к управлению развитием энергетики и механизмов стимулирования внедрения технологических и организационных инноваций как на региональном, так и на федеральном уровне.

5.2 Оценка ожидаемого экономического эффекта и эффективности

Нормирование и снижение потерь электроэнергии в электрических сетях: результаты, проблемы, пути решения

В 2004 г. вышли новые директивные документы, давшие импульс для дальнейшего развития работ. Первый из них – «Основы ценообразования в отношении электрической и тепловой энергии в РФ», утвержденные Постановлением Правительства РФ от 26.02.2004 №109. В п. 64 разд. VI этого документа сказано: «…Тарифы на услуги по передаче электрической энергии по распределительным сетям определяются путем деления необходимой валовой выручки организаций, оказывающих данные услуги (в том числе с привлечением других организаций), на суммарную присоединенную (заявленную) мощность потребителей услуг в расчетном периоде регулирования и дифференцируются по уровням напряжения и иным критериям, установленным законодательством РФ, в соответствии с методическими указаниями, утверждаемыми Федеральной службой по тарифам. В указанных тарифах учитываются расходы на оплату нормативных технологических потерь, не включенных в тарифы (цены) на электрическую энергию (мощность), в целях компенсации экономически обоснованных расходов организаций, оказывающих услуги по передаче электрической энергии, на покупку электрической энергии в объемах, необходимых для покрытия нормативных технологических потерь. Нормативы технологических потерь утверждаются Министерством энергетики РФ…».

Во исполнение этого постановления приказом ФСТ России от 06.08.2004 №20‑Э/2 утверждены «Методические указания по расчету регулируемых тарифов и цен на электрическую (тепловую) энергию на розничном (потребительском) рынке». В п. 44 этих Указаний установлена дифференциация размера тарифа на услуги по передаче электрической энергии в виде экономически обоснованной ставки по четырем уровням напряжения в точке подключения потребителя (покупателя, другой энергоснабжающей организации) к электрической сети рассматриваемой организации: на высоком напряжении (ВН) 110 кВ и выше; на среднем первом напряжении (СН1) 35 кВ; на среднем втором напряжении (СН2) 20–1 кВ; на низком напряжении (НН) 0,4 кВ и ниже. В п. 52 Указаний приведены формулы для расчета ставки, учитывающей оплату нормативных потерь (технологического расхода) электрической энергии на ее передачу по сетям указанных уровней напряжения.

Порядок определения потерь в электрических сетях и оплаты этих потерь детализирован в разделе V, пп. 36–42 Правил недискриминационного доступа к услугам по передаче электрической энергии и оказания этих услуг, утвержденных Постановлением Правительства РФ от 27.12.2004 №861. Пунктом 3 этого же Постановления Министерству промышленности и энергетики РФ поручено разработать и утвердить методику определения нормативных и фактических потерь электрической энергии в электрических сетях. В соответствии с пунктом 5.2.6. Положения о Минпромэнерго РФ, утвержденного Постановлением Правительства РФ от 16.04.2004 №284, «…Министерство промышленности и энергетики Российской Федерации самостоятельно принимает нормативы удельного расхода, нормативы создания запасов топлива, нормативы технологических потерь электрической 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 Порядка определения потерь в электрических сетях и оплаты этих потерь приказом Минпромэнерго РФ от 04.10.2005 №267 утверждено и за №7122 от 28.10.2005 зарегистрировано в Минюсте РФ «Положение об организации в Министерстве промышленности и энергетики РФ работы по утверждению нормативов технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям» (далее – Положение).

Цель нормирования, согласно Положению, – снижение потерь электроэнергии в электрических сетях до технико-экономически обоснованного уровня или поддержание потерь на этом уровне, а также обоснование тарифов на услуги по передаче электрической энергии по электрическим сетям.

Под технологическими потерями (расходом) электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям в Положении понимаются потери в линиях и оборудовании электрических сетей, обусловленные физическими процессами, происходящими при передаче электроэнергии в соответствии с техническими характеристиками и режимами работы линий и оборудования с учетом расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций и потерь, вызванных погрешностью систем учета электроэнергии. Нормативы технологических потерь (НТПЭ) – расчетные значения технологических потерь, определяемые в соответствии с Положением в процентах от величины отпуска электроэнергии в сеть электроснабжающей организации. Для ФСК и МСК НТПЭ определяется в процентах от отпуска электроэнергии из сети своей компании.

Введено понятие норматива потерь как суммы норматива технологических потерь и норматива снижения потерь электроэнергии. Тем самым создан механизм не только для расчета и обоснования норматива технологических потерь электроэнергии, но и для его выполнения за счет разработки и внедрения программы по снижению потерь. Это особенно важно для тех электросетевых предприятий, у которых нормативные технологические потери в 1,5 и более раз меньше, чем фактические. В этом случае появляется возможность не искусственно завышать норматив технологических потерь, а разработать, обосновать, утвердить и реализовать программу снижения потерь и учесть ее в нормативе, но с обязательной последующей отчетностью о выполнении этой программы. В случае невыполнения контролирующие органы вправе на следующий регулируемый период вычесть из норматива технологических потерь невыполненный норматив снижения.

В составе Положения разработан и утвержден «Порядок расчета и обоснования нормативов технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям», в котором за основу приняты известные схемно-технические методы расчета потерь электроэнергии [1] с их уточнениями и дополнениями по отдельным составляющим [3, 5, 6].

РЕЗУЛЬТАТЫ

Во исполнение приказа Минпромэнерго РФ от 13.01.2006 №3 образована комиссия министерства по утверждению нормативов технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям, нормативов удельного расхода топлива на отпущенную электрическую и тепловую энергию от тепловых электростанций и удельных нормативов технологических потерь при передаче тепловой энергии. В состав комиссии включены сотрудники Департамента ТЭК Минпромэнерго 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 нормативам потерь электроэнергии. Учебная программа обучения, методические рекомендации по экспертизе, типовая структура экспертного заключения, типовые требования к программному обеспечению по расчету нормативов потерь по поручению Минпромэнерго РФ разработаны специалистами филиала ОАО «НТЦ электроэнергетики» – ВНИИЭ.

С целью оперативного анализа эффективности применения Положения в практике работы организаций, оказывающих услуги по передаче электроэнергии, на сайте Минпромэнерго РФ сформирован соответствующий раздел, на котором размещались текущая информация по утверждению нормативов, по вопросам и ответам по порядку расчета, экспертизы и рассмотрения нормативов.

За период с июня по декабрь 2006 г. проведено 14 заседаний комиссии по утверждению нормативов, на которых были рассмотрены обосновывающие материалы и экспертные заключения по нормативам технологических потерь электроэнергии в электрических сетях 629 организаций, в том числе: 127 городских электрических сетей, 113 электрических сетях филиалов ОАО «РЖД», 46 электрических сетях ОАО «Газпром», 41 распределительной сетевой компании и 302 прочих электрических сетях [7]. Кроме того, были рассмотрены и утверждены нормативы технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям ОАО «ФСК ЕЭС». Потери электроэнергии в сетях этих организаций составляют около 64% от суммарных потерь электроэнергии в электрических сетях России. Расчет показал, что в рассмотренной комиссией совокупности электрических сетей (без сетей ОАО «ФСК ЕЭС») норматив технологических потерь в 2007 г. по отношению к потерям 2005 г. был снижен с 9,77% до 8,51% от отпуска электроэнергии в сеть. В абсолютном исчислении это соответствует (с учетом возможного роста потерь из-за увеличения отпуска электроэнергии в сеть) снижению потерь в 2007 г. по отношению к 2005 г. примерно на 6,4 млрд. кВт·ч. в год [7].

Главный результат выполненной в 2006 г. и первой половине 2007 г. работы по нормированию технологических потерь электроэнергии в электрических сетях состоит в создании организационно-методической технологии государственного контроля и регулирования одного из важнейших показателей эффективности работы электрических сетей. Не менее важный результат – активизация работы сетевых компаний по расчетам технических потерь электроэнергии, созданию соответствующих баз данных для выполнения этих расчетов, выявления резервов, локализации мест повышенных потерь, разработки программ снижения потерь.

В ходе работы была выявлена необходимость в дальнейшем совершенствовании методов и программ расчета потерь, балансов электроэнергии как в целом по сети, так и с разбивкой по уровням напряжения, в совершенствовании системы учета электроэнергии.

ПРОБЛЕМЫ

Проблемы, возникшие на этапах подготовки обосновывающих материалов по нормативам потерь, их экспертизы, рассмотрения и утверждения, можно разбить на три группы: для электросетевых организаций, для экспертных организаций и для комиссии Минпромэнерго РФ по утверждению нормативов.

Электросетевые организации столкнулись со следующими трудностями:

отсутствием у некоторых организаций (особенно небольших промышленных предприятий, отдельных предприятий РЖД и др.) программного обеспечения и необходимостью сбора достоверных исходных данных для расчетов нормативов потерь (паспортных данных и измеренных режимных параметров оборудования электрических сетей и т.п.);

отсутствием достаточного количества современных приборов учета электроэнергии для достоверного расчета балансов электроэнергии как по сети в целом, так и по отдельным ее частям: по уровням напряжения, отдельным подстанциям, линиям, выделенным участкам сети и т.п.;

отсутствием методик и приборов учета электроэнергии для разделения потоков и соответственно потерь электроэнергии от собственного потребления и на оказание услуг по передаче электроэнергии субабонентам;

недостаточным количеством персонала для сбора и обработки данных по измерениям электроэнергии, нагрузок электрических сетей, выявления бездоговорного и безучетного потребления электроэнергии;

отсутствием необходимых материальных, финансовых и людских ресурсов для практической реализации действенных программ и мероприятий по снижению потерь и боязнью в связи с этим показать фактические резервы этого снижения;

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 с бездоговорным и безучетным потреблением электроэнергии;

сложностью и трудоемкостью расчетов нормативов потерь, особенно в распределительных электрических сетях 0,4 кВ, практической невозможностью достоверной оценки точности этих расчетов;

отсутствием или недостаточной проработкой методов достоверной оценки технико-экономической эффективности мероприятий и программ снижения потерь электроэнергии, особенно мероприятий, связанных с совершенствованием систем учета электроэнергии, снижением коммерческих потерь электроэнергии;

проблемами разработки, согласования и утверждения сводных прогнозных балансов электроэнергии на регулируемый период из-за отсутствия соответствующих методик и достоверной статистики по динамике составляющих баланса (ситуация может еще более усложниться при необходимости утверждать нормативы и тарифы на три года вперед);

недостаточностью мотиваций персонала сетевых, сбытовых компаний и операторов коммерческого учета к снижению потерь электроэнергии в электрических сетях: в лучшем случае эта мотивация носит наказательный, а не поощрительный характер, в результате персонал больше боится лишения премии, чем готов рискнуть взять на себя дополнительные обязательства и получить вознаграждение за их выполнение;

необходимостью в ряде случаев повышения квалификации персонала, его специальной подготовки для расчетов, анализа, обоснования нормативов, разработки и внедрения мероприятий по снижению потерь, в том числе выявления безучетного и бездоговорного потребления электроэнергии.

Трудности работы экспертных организаций были обусловлены в основном следующими обстоятельствами:

зависимостью результатов экспертизы от заказчика, в качестве которого, как правило выступала сетевая организация, подготовившая обосновывающие материалы по нормативу потерь;

ограниченными временными ресурсами для проведения достаточного глубокого анализа и достоверности исходных данных, принятых для расчета и, соответственно, результатов расчетов по этим данным (по существу, в отдельных случаях для анализа высоких нормативов потерь необходимо было бы провести полноценный аудит работы экспертируемой сетевой организации, на что не было ни времени, ни средств);

противоречивостью, нестыковками, низким качеством, а иногда и умышленными искажениями обосновывающих материалов по нормативам, представленных экспертируемой организацией и полученных от энергосбытовых компаний;

трудностями проверки достоверности исходных данных из-за их недостаточности, расчетного определения некоторых составляющих баланса электроэнергии вместо выполнения измерений и т.п.;

противодействием или нежеланием отдельных сетевых организаций учитывать замечания эксперта, выявленные в ходе экспертизы материалов;

отсутствием достоверной статистики абсолютных и относительных фактических и нормативных (технологических) потерь электроэнергии в электрических сетях за ряд лет;

недостаточной квалификацией отдельных экспертов по подготовке экспертных заключений, соответствующих установленным требованиям.

Были определенные сложности и в работе Комиссии Минпромэнерго РФ по нормированию, в том числе:

большое количество организаций, оказывающих услуги по передаче электроэнергии, для которых необходимо утверждать нормативы технологических потерь, – от ОАО «ФСК ЕЭС» до мелких заводов и фабрик с объемом услуг по передаче электрической энергии через свои сети, не превышающим 1–2 млн. кВт·ч. в год;

сжатые сроки рассмотрения и утверждения нормативов, связанные со сроками рассмотрения и утверждения в ФСТ России прогнозных балансов электроэнергии и тарифов на электроэнергию;

низкое качество и неполное представление обосновывающих материалов по нормативам потерь отдельных электросетевых предприятий, а также качество ряда экспертных заключений на эти материалы отдельных экспертных организаций, приводящие к необходимости перепроверки исходных данных и результатов расчета, привлечения дополнительных независимых экспертов, что существенно увеличивало сроки рассмотрения и утверждения нормативов;

недостаточное взаимодействие и согласование сроков принятия нормативов потерь, прогнозных балансов и тарифов на электроэнергию в Минпромэнерго и ФСТ России, в том числе различные подходы в этих ведомствах по расчету балансов электроэнергии по уровням напряжения электрических сетей. В Минпромэнерго РФ потери электроэнергии относятся к «физическим отпускам электроэнергии в сеть», в ФСТ России – к «экономическим» по п. 45 Методических указаний по расчету регулируемых тарифов и цен.

РЕЗЕРВЫ

По оценке отечественных и западных экспертов оптимальные суммарные технические, а в пределе и фактические потери электроэнергии в электрических сетях 0,4–750 кВ должны составлять не более 4–6% (для России с ее климатическими условиями, загрузкой и протяженностью сетей – 7–9%), максимальные технические потери не должны превышать 10–12% от отпуска электроэнергии в сеть. Если фактические потери электроэнергии выше 10–12% – это превышение, как правило, объясняется наличием сверхнормативных потерь. Ориентировочно предельные относительные технологические потери электроэнергии по 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 детализации по регионам страны и по отдельным предприятиям, но в целом подтверждаются многочисленным расчетами.

Анализ отчетных данных и динамики потерь электроэнергии по электрическим сетям АО-энерго (РСК) России показывает, что суммарный уровень потерь по стране в 2004 г. достиг 107,5 млрд. кВт·ч, или 12,95% от отпуска электроэнергии в сеть и около 11% от суммарного производства электроэнергии, в том числе около 80% от суммарных потерь составляют потери в распределительных сетях 0,4–110 кВ. Сводные данные по потерям электроэнергии в электрических сетях России за 2005–2006 гг., к сожалению, отсутствуют. Тем не менее, есть все основания полагать, что суммарные относительные потери электроэнергии в электрических сетях России в 2–2,5 раза выше, чем, например, в сетях Японии и Германии, и более чем в 1,5 раза выше, чем в других промышленно развитых странах. По отдельным распределительным сетевым компаниям в 2006 году относительные фактические потери достигли уровня потерь в сетях некоторых стран Африки 30–35%, в некоторых коммунальных электрических сетях – 40–50% и отдельных фидерах 0,4–10 кВ – 60–80% от отпуска электроэнергии в сеть. Очевидно, что никакими техническими причинами, режимами работы и параметрами сетей объяснить такие уровни потерь невозможно. Главная причина – наличие в таких сетях, в основном напряжением 0,4–10 кВ, большой коммерческой составляющей. Отечественный и зарубежный опыт показывают, что, чем больше доля коммунально-бытовых потребителей в суммарном потреблении, чем ниже уровень жизни населения в регионе компании, тем выше уровень относительных потерь, тем труднее работа по определению, локализации и снижению коммерческих потерь и, следовательно, снижению фактических потерь в целом [8].

Предварительные расчеты показывают, что суммарная величина коммерческих потерь электроэнергии в электрических сетях России (основной резерв снижения сверхнормативных потерь в распределительных сетях) оценивается в размере 20–30 млрд. кВт·ч. в год. Опыт передовых распределительных сетевых компаний, муниципальных электрических сетей подтверждает, что там, где предпринимаются целенаправленные усилия по снижению коммерческих потерь, уровень фактических потерь уменьшается наиболее существенно при сопоставимых затратах на это снижение. Сказанное не означает, что не нужно на современном этапе заниматься снижением технических потерь, в первую очередь компенсацией реактивной мощности в электрических сетях. И то, и другое, безусловно, необходимо. Это подтверждается итогами снижения потерь электроэнергии в распределительном электросетевом комплексе России в 2006 г. по отношению к 2005 г. на 9,49 млрд. кВт·ч, в том числе коммерческие потери снижены на 9,4 млрд. кВт·ч, а технические – всего на 92 млн. кВт·ч. Вместе с тем, отсюда следует, что основные резервы снижения потерь электроэнергии в распределительных сетях и, соответственно, электрических сетях в целом пока лежат в области коммерческих потерь.

ПУТИ СОВЕРШЕНСТВОВАНИЯ

Пути совершенствования работы должны быть направлены в первую очередь на преодоление вышеперечисленных проблем, на практическую реализацию имеющихся резервов и должны носить комплексный, системный характер. Не любое снижение потерь электроэнергии экономически оправдано. В каждом конкретном случае необходим тщательный технико-экономический анализ предполагаемых решений.

Основные направления работ по снижению потерь электроэнергии в электрических сетях сформулированы в Положении о технической политике ОАО «ФСК ЕЭС» и Положении о технической политике ОАО «ФСК ЕЭС» в распределительном электросетевом комплексе, а задания по снижению потерь – в приказе ОАО РАО «ЕЭС России» от 01.06.05 №338 «Об организации работ по сокращению потерь электроэнергии в электрических сетях». Этим приказом утвержден «Сводный план работ по снижению потерь электрической энергии в сетях всех классов напряжения ЕЭС России на период до 2008 года». Этим же приказом создан Координационный совет ОАО РАО «ЕЭС России» по проблеме потерь электрической энергии в электрических сетях, а также утверждена Комплексная среднесрочная программа мероприятий по снижению потерь электроэнергии в электрических сетях всех напряжений ЕЭС России на период до 2015 года. Стратегическая цель программы – переломить тенденцию роста потерь электроэнергии и снизить к 2015 году суммарные потери в электрических сетях всех напряжений до уровня 10%. В тех сетевых компаниях, где фактические потери выше нормативных, необходимо снизить потери до нормативных значений, учтенных в тарифах на услуги по передаче электроэнергии.

Ответственным за техническую политику и руководство снижением потерь электроэнергии в электрических сетях холдинга назначено ОАО «ФСК ЕЭС». В сводном плане все работы объединены в четыре основных направления:

1. Организация и создание автоматизированной системы коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ЕНЭС и РСК.

2. Нормативное обеспечение процессов учета, нормирования и снижения потерь электрической энергии в электрических сетях.

3. Формирование и выполнение программ снижения потерь в единой национальной (общероссийской) электрической сети.

4. Формирование и выполнение программ снижения потерь электрической энергии в распределительных сетях.

Сводный план ежегодно корректируется, уточняется и дополняется с учетом выполненных работ, накопленного опыта и новых задач. Сделано немало, но еще больше предстоит сделать в ближайшем и отдаленном будущем. Ниже остановимся лишь на основных наиболее перспективных направлениях развития этих работ.

Очевидно, что стратегическим направлением повышения достоверности и полноты исходной информации для расчетов фактических и технических потерь электроэнергии является создание современных АИИС КУЭ и АСТУ ЕНЭС и РСК, промышленных предприятий, муниципальных электрических сетей и т.п. Процесс этот достаточно долговременный, требующий значительных материальных ресурсов, а впоследствии и существенных эксплуатационных расходов. Параллельно с этим процессом необходимо проводить активную работу по модернизации и совершенствованию существующей системы учета электроэнергии. При этом чрез­вычайно важно совершенствование и развитие метрологического обеспечения измерений электроэнергии, в том числе: инвентаризация измерительных комплексов (ИК) учета электроэнергии, в том числе счетчиков, ТТ и ТН; составление и ввод в действие местных инструкций по учету электроэнергии, местных методик выполнения измерения электрической энергии и мощности, типовых методик выполнения измерения потерь напряжения в линиях соединения счетчика с ТН, вторичной нагрузки ТТ в условиях эксплуатации; составление паспортов–протоколов ИК учета электроэнергии; определение фактических рабочих условий применения средств измерений для каждого измерительного комплекса; проверка правильности схем соединения измерительных ТТ, ТН и счетчиков; поверка и калибровка счетчиков электроэнергии.

По нормативному обеспечению процессов учета, нормирования и снижения потерь электрической энергии в электрических сетях в ближайшее время необходимо сосредоточить усилия на решении следующих задач:

1. Продолжить работы по совершенствованию и повышению точности методов расчета потерь электроэнергии в электрических сетях с учетом появления в них дополнительных источников и средств получения исходной информации о схемных и режимных параметрах (АИИС КУЭ, АСТУ и т.п.). В первую очередь это относится к уточнению расчетов потерь электроэнергии в системообразующих электрических сетях, в том числе на корону в ВЛ с использованием данных метеопостов на линиях электропередачи, к уточнению активных сопротивлений проводов ВЛ с учетом датчиков их температуры, к уточнению потерь в стали силовых трансформаторов с учетом сроков их службы.

Требуют совершенствования методы расчета транзитных потерь электроэнергии, определения «вкладов» участников оптового и розничных рынков электроэнергии в электросетевые потери. Необходимо разработать методы и регламенты оплаты за потери электроэнергии с учетом этих «вкладов».

Сегодня уже недостаточно говорить об укрупненной оценке потерь в этих сетях по обобщенной информации, если величина этих потерь является предметом покупки и продажи. Все чаще возникает вопрос о метрологической аттестации расчетов потерь, о достоверном определении их погрешности. В то же время очевидно, что необходима разработка и методов макрооценки результатов расчета на стадиях их экспертизы, мониторинга, сравнительного анализа и т.п. Требуют уточнения и детализации, в частности, приведенные выше оценки предельных значений потерь по уровням напряжения.

В распределительных электрических сетях 0,4 кВ весьма актуальными являются работы по уточнению объективно существующих дополнительных потерь электроэнергии в контактных соединениях (особенно в низковольтной коммутационной аппаратуре), в скрутках проводов воздушных линий, в электрических сетях 0,4 кВ в целом с учетом несимметричных и неполнофазных режимов работы.

2. Все более очевидной становится необходимость объединения и информационной увязки методов и задач расчета потерь и балансов электроэнергии в электрических сетях, причем не только фактических (ретроспективных), но и прогнозных (перспективных). На пути такого объединения много препятствий и проблем, которые необходимо учитывать: отсутствие устойчивой сравнительной статистики изменения составляющих баланса по годам из-за постоянно изменяющихся структур управления сетями и границ балансовой принадлежности; необходимость учета коммутационного состояния сетей, климатических условий, темпов роста электропотребления и т.п.

3. В соответствии с развитием методов должно развиваться и совершенствоваться программное обеспечение расчетов и нормирования потерь. С учетом многолетнего опыта внедрения в электрических сетях такого программного обеспечения [1–6] и наметившихся тенденций, можно сформулировать ряд основных требований к нему:

программные комплексы должны иметь сертификат уполномоченных организаций 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 результатов расчета, их анализа и быстрого поиска ошибок; обеспечивать устойчивый, бесперебойный режим работы с индикацией причин сбоев и возможных ошибок в исходных данных; работать как в пакетном так и в многопользовательском режимах; иметь модульную структуру для наращивания функциональных возможностей и стыковки с другими технологическим программами;

программы должны быть открыты для интеграции с информационно-графическими и геоинформационными системами, АСУ паспортизации электрических сетей; оперативно-информационными комплексами АСТУ электрических сетей; АИИС КУЭ; программным обеспечением по расчету полезного отпуска электроэнергии абонентам (юридическим и физическим лицам).

Что касается формирования и выполнения программ снижения потерь электроэнергии в ЕНЭС и РСК, необходимо отметить следующее. В целом перечень мероприятий по снижению потерь электроэнергии, методы оценки их эффективности и очередность их внедрения достаточно хорошо известны [9]. В то же время очевидно, что за 20 лет с момента выхода инструкции [9] многое изменилось в структуре и методах управления электроэнергетикой страны, в критериях эффективности, в структуре потерь. Все это необходимо учитывать при разработке современных программ снижения потерь. Как уже отмечалось выше, такие программы должны быть комплексными и содержать в себе 6 групп мероприятий [6].

Опыт передовых отечественных и зарубежных компаний показывает, что очень важным и эффективным этапом разработки программ снижения потерь является энергоаудит, который, как правило, проводят аккредитованные специализированные организации. Они не только выполняют энергетические обследования электрических сетей, системы учета электроэнергии и разрабатывают соответствующие мероприятия, но и участвуют в сопровождении внедрения этих мероприятий, в оценке и получении экономического эффекта от этого внедрения [8].Выполненные филиалом ОАО «НТЦ электроэнергетики» – ВНИИЭ работы по энергетическим обследованиям отдельных МЭС и подстанций ОАО «ФСК ЕЭС», по расчетам и анализу потерь в сетях 220–500 кВ, выявлению резервов снижения потерь 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. Это снижение можно было бы получить, в основном, за счет оптимизации режимов работы ЕНЭС по реактивной мощности и уровней напряжения и снижения расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций.

В настоящее время оптимизация режимов по реактивной мощности практически не проводится из-за вывода из работы устройств РПН на трансформаторах и автотрансформаторах 500 кВ и выше в связи с низкой надежностью этих устройств. В результате в режимах минимальных нагрузок в ряде узлов ЕНЭС возникают избытки реактивной мощности и дополнительные потери в сетях. Активизация использования РПН в сочетании с использованием имеющихся и установкой дополнительных регулируемых средств компенсации реактивной мощности, а также с использованием регулировочной способности электрических станций может дать существенный эффект не только в экономии, но и в повышении качества электроэнергии. Следует отметить, что для эффективной оптимизации режимов ЕНЭС по реактивной мощности и уровням напряжения не только придется восстановить работу РПН и АРПН на ряде подстанций, установить дополнительные регулируемые компенсирующие устройства (в первую очередь регулируемые шунтирующие реакторы), но и обеспечить согласованную их работу между собой и с режимами работы электрических станций.

С точки зрения снижения расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций необходимо обратить внимание в первую очередь на оптимизацию работы системы охлаждения силовых трансформаторов, автотрансформаторов и шунтирующих реакторов. В настоящее время разработаны микропроцессорные устройства, способные в зависимости от температуры воздуха и температуры масла в баках оптимизировать длительность работы охладителей и уменьшить расход электроэнергии на обдув электрических аппаратов. Имеются разработки по вторичному использованию теплоты нагрева силовых трансформаторов и автотрансформаторов для отопления зданий управления подстанций [10]. Необходимо закончить работу по разделению учета электроэнергии на собственные и хозяйственные нужды подстанций, по недопущению подключения к трансформаторам собственных нужд потребителей, не имеющим к ним никакого отношения.

Существенное снижение потерь электроэнергии может дать выполнение некоторых профилактических работ под напряжением без их отключения, т. к. любой ремонтный режим, как правило, увеличивает потери в сети по сравнению с нормальным режимом.

Наиболее эффективные мероприятия по снижению потерь электроэнергии в распределительных сетях связаны в основном со снижением коммерческих потерь, совершенствованием и автоматизацией учета электроэнергии, исключением потребителей из процесса снятия показаний приборов учета, с их защитой от несанкционированного доступа и от безучетного потребления электроэнергии. Опыт передовых сетевых компаний показывает, что применение выносных систем учета электроэнергии в совокупности с заменой голых проводов на изолированные на вводах в здания снижают коммерческие потери в сетях на 10–30% и окупаются за срок не более 2 лет. Близкий эффект дает установка общедомового коммерческого учета электроэнергии на многоквартирных домах. Все более широкое применение находит высоковольтный коммерческий учет электроэнергии, устанавливаемый на отпайках сетей 6–10 кВ на границе балансовой принадлежности энергоснабжающей организации и потребителя. Все эти мероприятия снижают фактические потери электроэнергии и, соответственно, затраты сетевых компаний на компенсацию сверхнормативных потерь [5, 6, 8, 9]. Основным и наиболее эффективным мероприятием по снижению технических потерь электроэнергии является компенсация реактивной мощности в электрических сетях и у потребителей, а также ряд других мероприятий, которые окупаются а сроки, приемлемые для инвесторов программ снижения потерь. Чем меньше срок окупаемости, тем выше приоритет внедрения данного мероприятия.

Наметилась тенденция к переходу от традиционных программ снижения потерь электроэнергии в электрических сетях к бизнес-процессам планирования и управления потерями [11, 12].

Очевидно, что главные резервы снижения потерь электроэнергии лежат в техническом перевооружении электрических сетей, их реконструкции и модернизации, оптимальном развитии, в применении современных методов и критериев проектирования электрических сетей, в использовании электрооборудования сетей с уменьшенным собственным потреблением электроэнергии, в том числе современных силовых трансформаторов с уменьшенными потерями, в поиске новых перспективных технологий и конструкций линий передачи электроэнергии. В частности, ОАО «ФСК ЕЭС» проводит исследовательские работы по применению сверхпроводящих линий электропередачи. Представляет интерес применение управляемых компактных воздушных линий и т.п.

Решение всех этих задач требует новых подходов к оценке технико-экономической эффективности принятия решений по инвестиционным проектам развития сетей и применению новых технологий передачи электроэнергии. Применение таких технологий и практическая реализация перечисленных путей совершенствования работы потребуют и дальнейшего повышения эффективности нормирования потерь.

Важнейшим направлением совершенствования работ по расчетам, анализу, нормированию и снижению потерь электроэнергии в электрических сетях является учет человеческого фактора, управление персоналом, организация его работы, под которыми понимаются:

разработка (совершенствование) действенной системы материального 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 распределении обязанностей и закреплении ответственности за снижение технических и коммерческих потерь внутри предприятия;

разработка и утверждение положения о распределении обязанностей и закреплении ответственности за снижение технических и коммерческих потерь (на договорной основе) между сетевой, сбытовой компаниями и оператором коммерческого учета;

периодическая переаттестация работников, систематический контроль их работы;

заключение с бытовыми абонентами договоров энергоснабжения;

проведение пропагандистско-разъяснительной работы через средства массовой информации (телевидение, радио, прессу) об ущербе, наносимом потребителям фактами безучетного и бездоговорного потребления электроэнергии, о мерах по борьбе с таким потреблением и принятых мерах по наказанию виновных;

организация взаимодействия с местными администрациями и правоохранительными органами, региональной энергетической комиссией по выявлению и предотвращению несанкционированного потребления электроэнергии, своевременной оплате за электроэнергию бытовыми и бюджетными потребителями.

Опыт передовых энергокомпаний говорит о том, что в ряде случаев дополнительные инвестиции в управление персоналом, в его квалификацию, мотивацию и оснащение современными техническими и программными средствами дает значительно больший эффект снижения коммерческих потерь, чем вложение тех же инвестиций в развитие и модернизацию средств и систем учета электроэнергии.

Заключение

1. Более чем годовой опыт работы по нормированию технологических потерь электроэнергии на ее передачу по электрическим сетям показал, что создан и начал действовать серьезный нормативно-правовой и организационно-методический механизм для сдерживания роста, снижения потерь до технико-экономически обоснованного уровня и последующего поддержания потерь на этом уровне, а также для регулировании с учетом нормативов потерь тарифов на услуги по передаче электроэнергии по электрическим сетям.

2. В ходе работы выявился ряд объективных трудностей, эффективное преодоление которых возможно только путем системного подхода к решению возникающих взаимосвязанных проблем, начиная с совершенствования, модернизации и автоматизации учета электроэнергии и заканчивая организацией взаимодействия различных структурных подразделений сетевых компаний и субъектов рынка, внедрением современных методов и средств управления человеческими ресурсами электросетевых предприятий.

3. Большое значение в эффективном решении возникающих проблем и использовании технологии нормирования снижения потерь электроэнергии в электрических сетях всех уровней напряжения является организация согласованных действий пяти субъектов, управляющих процессом нормирования и снижения потерь в сетях: Минпромэнерго РФ, ФСТ России, ОАО «РАО «ЕЭС России», ОАО «ФСК ЕЭС», Центра управления РСК ОАО «ФСК ЕЭС».

4. Стратегическим направлением повышения обоснованности нормирования потерь электроэнергии в электрических сетях является разработка, создание и внедрение автоматизированных информационно-измерительных систем коммерческого учета оптового и розничных рынков электроэнергии, ЕНЭС, РСК, сетевых организаций и предприятий.

5. Стратегическим направлением снижения технических потерь электроэнергии в электрических сетях являются их техническое перевооружение, модернизация, создание и внедрение новых технологий передачи и распределения электроэнергии.

[1] Журнал «Энергорынок» № 11 2007 г.

[2] Журнал «Энергорынок» № 10 2008 г.

[3] Журнал «Энергорынок» №11 2008 г.

[4] Российская газета от 27.09.2007 г.

[5] Федеральный закон от 17 августа 1995 г. № 147 ФЗ «О естественных монополиях»

[6] Всероссийская конференция «Влияние тарифной и ценовой политики на конкурентоспособность российской экономики»

[7] Губернский деловой журнал № 12, 2008 год.

[8] Журнал «Эненргорынок» № 4, 2007 год.