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.

Страницы: 1, 2, 3, 4