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

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. Журнал «Эненргорынок» № 4, 2007 год.

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.