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

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.