На снимке офисное здание Системного оператора России в г. Москве, Китайгородский проезд, 7.

Примечание. Здесь располагалась штаб-квартира ЦДУ ЕЭС СССР

Источник снимка. Все права на снимок принадлежат его авторам и (или) собственникам

Сюткин Борис Дмитриевич

Syutkin Boris Dmitrievich

    Предисловие 

     Многие ученые и специалисты-энергетики в последние годы высказывают свое беспокойство за состояние и развитие ЕЭС России и в правильности проводимых реформ.

     Опыт реструктуризации энергетики в развитых странах показал, что организация эксплуатации и развития энергообъединений, в том числе ЕЭС России, являются весьма сложным и неоднозначным экономическим вопросом и зачастую приходиться прибегать к методу «проб и ошибок», который требует принятия непопулярных мер и принципиально менять неправильно принятые решения.

     Примером может служить Англия, которая в 1990 году провела реструктуризацию по Модели, внедрённой в ЕЭС России. В результате реструктуризации тарифы выросли, а надежность снизилась, и правительство вынуждено было принимать решительные меры – снижать тарифы на 15%, возвращать мощные электростанции энергоснабжающим организациям, разрешать сооружать им электростанции на дешевом топливе (газе) и в 2001 году вернутся к схеме вертикально-интегрированных энергоснабжающих компаний, сократив их с 12 до 6 единиц. 

     ЕЭС России является уникальным энергообъединением – она размещена в 8 часовых поясах, с огромными запасами гидроресурсов и твердых видов топлива в Восточных регионах страны и газа в Западной Сибири. 

     Реструктуризацию энергетики следует проводить с учетом технологических особенностей энергетики и каждого энергообъединения.

     Для вывода ЕЭС России из критического положения необходим анализ используемой Концепции реструктуризации, с целью внесения уточнений, в соответствии с Законами РФ «Об электроэнергетике» и «О защите конкуренции», а также необходимо совершенствование указанных Законов, с целью повышения эффективности энергоснабжения потребителей.

     Введение 

     Электроэнергия является важнейшей продукцией стандартизированной по напряжению и частоте электрического тока. 

     Надежность и экономичность энергоснабжения потребителей определяет экономический и оборонный потенциал России, а также жизненный уровень населения.

     Электроэнергия в силу своей универсальности и способности к превращению в другие виды энергии находит широкое применение во всех отраслях народного хозяйства, у сельхозпотребителей и населения.

Благодаря своим особенностям, электроэнергия является не только удобной, но и жизненно необходимой услугой для жителей и экономики России.

     Электроэнергия легко трансформируется в другие виды энергии, может транспортироваться на дальние расстояния.

     Электроэнергетика в развитых странах имеет опережающие темпы развития, а надежность и уровень тарифов являются основным показателем совершенства энергоснабжения потребителей.

     Отставание в развитии энергетики влияет на уровень и качество жизни населения страны и на экономический потенциал государства.

     В настоящей работе проанализированы технологические особенности энергетики, которые требуют особого подхода в организации управления функционированием и развитием ЕЭС России.

     Технологические особенности ЕЭС России 

     1. Электроэнергия, по физике процесса, является магнитным полем, которое возникает в генераторе при присоединении к нему потребителя, и, следовательно, генерация, транспорт и потребление являются единым технологическим процессом и технологически разделить его невозможно.

     Генерация не может работать без потребителя, а потребитель не может получать электроэнергию без генератора. 

     Вследствие этого, при создании и развитии энергетики во всех странах принималась схема вертикально-интегрированных энергоснабжающих компаний (энергосистем). Эта схема соответствовала технологическим особенностям энергетики, обеспечивала надежность и экономичность электроснабжения и исключала возможность появления посредников в энергетике.

     Организация энергосистем привела к организации параллельной работы электростанций, к созданию диспетчерского управления, а также к их монополизму и необходимости утверждения тарифов.

     В ЕЭС России вертикально-интегрированные энергосистемы (энергоснабжающие организации) были созданы в каждой области, крае, республике. Ряд энергосистем были избыточными по энергобалансу, а часть дефицитными, что требовало создания системы управления функционированием и развитием ЕЭС России – Минэнерго СССР, Минэнерго России, РАО «ЕЭС России», ЦДУ ЕЭС России, Управление системообразующей сети ЕЭС России  330 кВ. и выше.

     Вопрос регулирования тарифов был повсеместно решен, за счет создания Государственного органа утверждающего тарифы, с участием производителей и потребителей электроэнергии. В развитых стран, в том числе России, Законами предусмотрено требование к органам утверждающих тарифы - соблюдать интересы энергоснабжающих организаций и потребителей. Рентабельность производства и передачи электроэнергии не должны превышать рентабельность промышленных предприятий обслуживаемого региона.

     Требования о соблюдении экономических интересов энергетиков и потребителей существенно усложняют внедрение свободного ценообразования на оптовом рынке электроэнергии и мощности.

     Для расчетов при утверждении тарифов или рентабельности, а также при свободном ценообразовании необходимо установить порядок формирования и структуру тарифов на электроэнергию и мощность, а также контроль его исполнения.

     2. Электрическая мощность характеризует мощность потока электроэнергии, а установленная мощность электростанций характеризует возможность генерировать электроэнергию (как металлообрабатывающий станок в машиностроении). 

     Установленная мощность электростанции не может являться товарной продукцией на рынке электроэнергии и мощности и, следовательно, не может продаваться как товар или товарная продукция. Продажа установленной мощности на оптовом рынке ЕЭС России, в том числе на перспективу, является торговлей основными фондами энергетики без передачи их в собственность покупателю.

     Мощность и электроэнергия это две «стороны одной медали» - электроэнергия  и мощность могут поставляться:

     - по единому тарифу на электроэнергию;

     - трехзонному тарифу;

     - двухставочному тарифу, который устанавливается: 

     - для электростанций - рабочая мощность (готовность) и электроэнергия;

     - для потребителя - потребляемая мощность и электроэнергия. 

     Рабочая мощность определяет готовность электростанций к работе и определяется как электрическая нагрузка электростанции и плюс резерв рабочей мощности.

     Никакой конкуренции по установленной мощности при эксплуатации электростанций в ЕЭС России быть не может. 

     Конкуренция электростанций по установленной мощности и тарифов в ЕЭС России может иметь быть только при «проектировании» за счет выбора типа, мощности и места размещения электростанций и сопоставления их технико-экономических показателей.

     Основой для определения рабочей мощности электростанций (в том числе нагрузки и резерва) является баланс мощности ЕЭС России и ОЭС на каждый период года.

     В годовых энергобалансах предусматривается нормативный резерв по ЕЭС России, ОЭС, а также отдельным узлам, имеющих ограничения по выдачи или получению мощности.

     В балансах на год, с расшифровкой каждого месяца, определяется ремонтная площадка для проведения плановых и аварийных ремонтов. По разработанному балансу производятся расчеты оптимальных режимов ЕЭС России и распределение ремонтной площадки (график ремонтов). Определяются объекты, на которых размещается резерв мощности. Фактическое распределение резерва производиться на основе анализа результатов оптимизации суточных графиков и в темпе процесса.

     При возникновении избыточного резерва наименее экономичное оборудование  выводится в холодный резерв или в консервацию, а устаревшее – демонтируется.

     Величина резерва мощности зависит от многих факторов и колеблется от 25 до 60% (по данным Л.С. Беляева СО РАН).

     Размещение ЕЭС России в 8-и часовых поясах позволяет снижать потребляемый максимум и потребность в рабочей мощности электростанций, следовательно, величину необходимого резерва за счет разновременности максимумов потребляемой мощности («совмещенный максимум»).

     3. Электроэнергия не товар, так как не соответствует основным факторам, определяющим товар:

     3.1. Электроэнергия не складируется (в промышленных объемах), ее нельзя вернуть и обменять.

     Отсутствие склада электроэнергии требует постоянного соответствия  потребления и производства электроэнергии. При этом уровень потребления определяет потребитель, а производитель обязан постоянно обеспечивать эту потребность. В случае несоответствия производства и потребления возникают отклонения частоты тока от ГОСТа, что приводит к аварийной ситуации и необходимости ограничения потребителей.

     3.2. Потребитель в ЕЭС России не знает конкретного производителя электроэнергии (электростанцию), кроме отдельных случаев получения электроэнергии потребителями с шин электростанции.

     Создание и развитие ЕЭС России принципиально отличается от других развитых стран.

     В России создание и развитие энергетики производилось по плану ГОЭЛРО. Сооружались ГРЭС (Государственные Районные Электростанции) с электрическими сетями и подстанциями, для обеспечения их параллельной работы с другими ГРЭС и ТЭЦ.

     Вследствие этого большинство потребителей в ЕЭС России получают электроэнергию от сетей энергосистем и потребители не знают конкретную электростанцию, которая поставила для них электроэнергию. 

     4. ЕЭС России (СССР) развивалась до Великой Отечественной войны по плану ГОЭЛРО, а после войны восстанавливалась опережающими темпами по планам на базе самофинансирования, со сроком окупаемости 8-12 лет при тарифе 2 коп/кВтч.

     Отличительной особенностью развития ЕЭС России является:

     - сооружение ТЭЦ для обеспечения экономичного и надежного электро и теплоснабжения потребителей (снижение затрат на топливо);

     - сооружение крупных ГЭС на Волге и в Сибири;

     - сооружение крупных АЭС в Европейской части страны.

     Благодаря этому, доля в установленной мощности ЕЭС России составляет ТЭЦ - 38,1%, ГЭС - 20,6%, АЭС - 11,3% и ТЭС – всего 30%. Доля АЭС по производству электроэнергии более 20%.

     В настоящее время положение с экономичностью и надежностью в ЕЭС России осложнилось значительным износом электростанций - средний возраст электростанций достиг 35 лет (при возрасте в 1990 году 15 лет). Это сложилось из-за недостаточности ввода новых мощностей из-за высокого уровня инвестиций (удельных затрат на ввод установленного кВт).

     5.Создание ЕЭС России явилось заключительным этапом организации параллельной работы электростанций России. ЕЭС России устойчиво параллельно работала от Владивостока до Берлина.

     Выполнение работ по созданию ЕЭС стало возможным благодаря высококвалифицированным специалистам-энергетикам и научным работникам России.Был разработан и освоен комплекс программ электроэнергетической оптимизации долгосрочных и краткосрочных режимов, балансов мощности и электроэнергии, планирования и проведения плановых ремонтов, расчета затрат при расчете тарифов и ряд других.

     Благодаря их работам была обеспечена надежная и экономичная работа ЕЭС России.

     В 1988 году, в начале перестройки и внедрения рыночных отношений, была разработана и в 1989 году внедрена Российская Модель оптового рынка – «Единый покупатель», которая эффективно работала в течение нескольких лет в ЦДУ ЕЭС, а затем в РДЦ ФОРЭМ.

     За основу Модели оптового рынка ЕЭС была принята схема «Единого покупателя» дополненная блоком оптимизации режимов работы по критерию минимума затрат на топливо с учетом потерь в сетях и блоком коррекции утвержденных (договорных) тарифов, исходя из фактического оптимального режима. Благодаря этому, Российская Модель рынка обеспечивала решение задач Моделей I, II и III (по классификации США).

     Благодаря оптимизации режимов на оптовом рынке в 1989, 1990 годах создавался экономический эффект в сумме 20-25 млн. руб. в год (при тарифе 2 коп/кВтч), который распределялся между всеми участниками рынка по результатам года.

     Разработанная и внедренная Модель оптового рынка может успешно работать при дефиците мощности, наличии низкоэкономичного оборудования, при системе утверждения тарифов и соответствует основным положениям Законов РФ «Об электроэнергетике» и «О защите конкуренции».

     В связи с возникновением проблемы «неплатежей» была разработана, утверждена и внедрена ежемесячная схема прямых платежей между покупателями и продавцами.

     После ликвидации РДЦ ФОРЭМ и создания АТС, оптовый рынок стал работать с платежным дефицитом, вследствие ликвидации оптимизации режимов.

     6. При параллельной работе электростанций экономические интересы каждой электростанции противоречат друг другу и экономическим интересам ОЭС в целом. 

     Каждая электростанция, независимо от уровня своих технико-экономических показателей, заинтересована в их улучшении, за счет увеличения загрузки электростанции. 

     Увеличение загрузки низкоэкономичной электростанции приводит к разгрузке другой, более экономичной электростанций и снижению экономичности ОЭС и ЕЭС в целом.

     Распределение электрических нагрузок между электростанциями в ЕЭС России должно производиться на основе оптимизации режимов, с целью получения минимальных затрат на топливо, с учетом потерь в электрических сетях.

     Необходимо обеспечить готовность всех объектов ЕЭС России к надежной и экономичной работе по заданному диспетчерскому графику, за счет выдачи Государственных лицензий всем объектам на параллельную работу, независимо от форм собственности.

     Лицензии на право занятия руководящих и ведущих должностей в ЕЭС России обеспечивают квалифицированное техническое руководство всеми объектами ЕЭС России.

     Выдача Государственных лицензий предусмотрена в Законе РФ «Об электроэнергетике».

     7. Для обеспечения экономичного и надежного электроснабжения потребителей в ЕЭС России были созданы ЦДУ ЕЭС России (СССР), ОДУ и диспетчерские службы в энергосистемах России и республиках СНГ. 

     Однако при реструктуризации, по предложению фирмы «CARANA», ЦДУ ЕЭС было ликвидировано и заменено Советником по режимам - «Системным оператором» ЕЭС России, а Расчетно-диспетчерский центр ФОРЭМ – «Единый покупатель» заменен на АТС для организации свободного ценообразования и конкуренции тарифов на электроэнергию.

     Замена ЦДУ ЕЭС России и РДЦ ФОРЭМ была произведена для ликвидации оптимизации режимов ЕЭС России и создания системы свободного ценообразования по заявкам производителей с использованием маржинальных тарифов и повышения доходности всех субъектов ЕЭС России. Это решение привело к значительному росту тарифов, в том числе за счет нарушения основных положений Законов РФ «Об электроэнергетике» и «О защите конкуренции».

     8. Целью реструктуризации ЕЭС России, по мнению авторов, была организация конкуренции тарифов генерирующих источников, для снижения тарифов на электроэнергию. Однако в России и других странах реструктурирующих энергетику по данной схеме резко снизилась надежность и выросли тарифы.

     Основными причинами роста тарифов являются внедрение конкуренции заявленных тарифов, маржинальное ценообразование и ликвидация оптимизации режимов ЕЭС России. 

     Росту тарифов способствовали  высокая рентабельность производства и передачи, а также создание большого количества посредников-монополистов (более 300).

     Для организации конкуренции тарифов было создано АТС и система свободного ценообразования с нарушением основ экономичной параллельной работы.

     В Приложении 1 показано, что конкуренция тарифов приводит к росту затрат и тарифов в ЕЭС России.

     Следовательно, единственным способом минимизации затрат в ЕЭС Росси может быть только оптимизация режимов работы, с использованием технических характеристик электростанций и сетей по критерию минимума затрат на топливо с учетом потерь в сетях.

     9. Имеются особенности создания  в развитии ЕЭС России. 

     При плановой экономике электроэнергия для промышленных потребителей продавалась по 2 коп/кВтч. 

     Уровень таких тарифов обеспечивало самофинансирование отрасли.

     Источником инвестиций в энергетике должны быть:

     - при простом воспроизводстве - доля от амортизационных отчислений в себестоимости в течение срока службы оборудования;

     - при расширенном воспроизводстве - прибыль, кредиты или инвестиции.

     При использовании кредитов, оплата процентов по ним покрывается за счет себестоимости электроэнергии.

     Однако в настоящее время инвесторы в России требуют пересмотреть эти принципы – ввести статью «в себестоимость» «возврат инвестиций за 5-10 лет» (на срок получения кредитов).

     Это требование и низкая эффективность инвестиций приводит к необоснованному росту тарифов, за счет необоснованного увеличения прибыли инвесторов. Следует отметить, что инвесторы после досрочного возврата инвестиций должны лишаться права на собственность, то есть, передать её как бесхозную в собственность государства.

     В развитых странах для инвестиций в ГЭС и электрические сети дополнительно используется «водяная рента», полученная с ГЭС и штрафы, полученные от потребителей. Указанные платежи в США поступают на счет ФЭРК. Введение «водяной ренты» в ЕЭС России позволит решить вопрос финансирования инвестиций для ГЭС.

     10. Ряд экономистов (не энергетиков) подняли вопрос об имеющихся возможностях для снижения тарифов на электроэнергию, за счет уменьшения резервов мощности. Эти экономисты США добились в 1978 году принятия закона  о возможном разделении вертикально-интегрированных энергосистем (компаний) на производство, передачу и электроснабжение, с целью снижения тарифов, за счет уменьшения резервов мощности с 35 до 15%. 

     Производство электроэнергии было условно отнесено к «товару» для возможности использования свободного ценообразования. 

     Резервы были уменьшены до 15%, но тарифы на электроэнергию повсеместно возросли, а надежность резко снизилась.

     Критическое положение сложилось в ряде штатов США (особенно в Калифорнии), где системная авария в 2003 году с убытками 15 млрд. дол. привела США к необходимости принятия нового закона, с заменой основного показателя «прибыль» на «надежность» (норматив – одно отключение потребителя за 10 лет). 

     Для управления режимами работы в ПУЛе созданы диспетчерские управления, а Системному оператору поручена организация передачи электроэнергии по ЛЭП и платежей за их выполнение. 

     11. Особенностью электроэнергетики является формирование затрат на производство, транспорт и электроснабжение при расчете и утверждении тарифов.

     Тариф на производство электроэнергии состоит из двух составляющих на отпущенный кВтч 

     - условно-постоянные затраты (амортизация, ремонт, персонал и др);

     - топливная составляющая (переменная), которая зависит от стоимости сжигаемого топлива и удельного расхода топлива на отпущенный кВтч. (типа оборудования, его технического состояния и режима работы).

     Тарифы для потребителей в целом состоят из суммарных условно-постоянных затрат, не зависимых от нагрузки и переменных затрат на топливо и потери в сетях.

     Для оценки уровня тарифов и его составляющих используется макроэкономический анализ. 

     Основным показателем для макроэкономического анализа тарифов в США является доля затрат на производство электроэнергии в тарифе для потребителей.

     Доля производства в тарифе на электроэнергию составляет 65±1%, а остальные расходы 35±1% (передача, энергоснабжение, диспетчерское управление и др.). Анализ составляющих тарифов приведен в Приложении 3 и 4. 

     12. При организации оптового рынка электроэнергии и мощности возник вопрос о возможности получения электроэнергии отдельным потребителям с оптового рынка. Этот вопрос возник в связи с тем, что тарифы на оптовом рынке ниже, чем на розничном. 

     В настоящее время разрешение на получение электроэнергии с оптового рынка решают чиновники по просьбе потребителей. Это противоречит технологической и технической целесообразности рынка электроэнергии.

     Уровень тарифов в энергообъединениях зависит от уровня напряжения потребления электроэнергии и надежности электроснабжения.

     Следует отметить, что схема заключения договоров на рынках не может влиять на затраты в целом по ЕЭС и поставка электроэнергии отдельным потребителям по сниженным тарифам автоматически увеличивает другим, то есть, естественно, возникает перекрестное субсидирование.

     Для исключения перекрестного субсидирования целесообразно: 

     - Оптовый рынок электроэнергии для потребителей создавать на базе системообразующей сети напряжением 330 кВ и выше (отдельным системообразующим ЛЭП – 220 кВ) для всех объектов поставляющих и потребляющих электроэнергию из этой сети.

     - Розничный рынок организовывать на базе электроснабжения, объектов поставляющих и потребляющих из сети напряжением ниже 220 кВ.

     13. Для  обеспечения потребителей, финансируемых из бюджетов, сельского хозяйства и важнейших объектов, определяющих основу экономики России, на рынке электроэнергии создать «Федеральный сектор рынка электроэнергии» за счет ГЭС и АЭС. Специалисты РАН предлагают назвать его «госзаказ».

     Выводы и предложения по структуре управления для организации надежной и экономичной работы ЕЭС России 

     1. Электроэнергия является важнейшей стратегической товарной продукцией, определяющая оборонный и экономический потенциал государства и жизнедеятельность населения. Сложившееся положение с ЕЭС России требует принятия дополнительных мер.

     Вследствие этого государство должно:

     1.1. Решать все вопросы по организации функционирования и развития ЕЭС России опережающими темпами, независимо от форм собственности.

     1.2. Обеспечить контроль исполнения действующих Законов РФ «Об электроэнергетике» и «О защите конкуренции», устранить выявленные нарушения, а при необходимости внести в них изменения.

     1.3. Обеспечить энергоснабжение потребителей в ЕЭС России по долгосрочным договорам на 25-30 лет, на объем потребления не менее 90-95%.

     1.4. Реорганизовать структуру управления ЕЭС России, для устранения выявленных недостатков с учетом опыта развитых зарубежных стран.

     1.5. Обеспечить соблюдение интересов производителей и потребителей, за счет утверждения тарифов или рентабельности на электроэнергию и тепло с участием заинтересованных  сторон – производителей и потребителей.

     Рентабельность производства электроэнергии и тепла не должна быть выше рентабельности средних величин промышленных потребителей в регионе.

     1.6. Утвердить классификацию объектов ЕЭС России для распределения функций и ответственности:

      Федеральная энергетика

      Энергетика субъектов Федерации

      Муниципальная энергетика

      Энергетика ЖКХ

      Частная энергетика, в т.ч. блок-станции

     1.7. Обеспечить надежное функционирование Федеральной собственности: 

     Системообразующей сети ЕЭС России 330 кВ и выше

     ЦДУ ЕЭС России, ОДУ, РДУ

     АЭС, ГЭС и ГРЭС мощностью более 1200 мВт на газе

     Оптового рынка электроэнергии и мощности ЕЭС России.

     2. Для обеспечения этих задач необходимо создать:

     - Федеральную Энергетическую Регулировочную комиссию (ФЭРК), для утверждения тарифов или рентабельности на электроэнергию и тепло, получения штрафов и всех платежей, в том числе «водяной ренты» с ГЭС, сборов за подключения, развития ЕЭС России, обеспечения соблюдения интересов производителей и потребителей;

     - Комитет по надежности в энергетике (КНЭ), в том числе для выдачи Государственных лицензий на параллельную работу всем объектам (независимо от форм собственности) и право на занятия руководящих должностей на объектах ЕЭС России.

     Создание ФЭРК и КНЭ произвести по аналогии, с учетом положительного опыта США.

     3. Для обеспечения эффективного функционирования и развития ЕЭС России сформировать в ЕЭС России три блока управления:

     - объекты ЕЭС России – электростанции и электрические сети, независимо от форм собственности, параллельно работающие в ЕЭС России, которые отвечают за готовность объекта надежно работать с максимальной нагрузкой по диспетчерскому графику;

     - независимое диспетчерское управление (ЦДУ ЕЭС России, ОДУ, РДУ) - управление параллельной работой всех объектов ЕЭС России, для обеспечения надежных  и экономичных режимов, за счет их оптимизации режимов по критерию минимума затрат на топливо с учетом потерь электроэнергии в сетях («совершенная конкуренция») и коррекции тарифов по фактическому режиму, а также развития ЕЭС России;

     - некоммерческую организацию по функционированию оптового рынка электроэнергии в ЕЭС России на базе АЭС, ГЭС мощностью 100 мВт и выше, 

     ТЭС мощностью 600 мВт и выше и ТЭЦ мощностью 200 мВт и выше, а также электрических линий 330 кВ и выше (отдельные 220 кВ).

     Принять Модель оптового рынка, эффективно работавшую в ЕЭС России (СССР) с 1989 года, – «Единый покупатель» с блоком оптимизации режимов по техническим характеристикам, минимуму затрат на топливо с учетом потерь электроэнергии в сетях и блоком коррекции, утвержденных или договорных тарифов, по фактическому режиму на бесприбыльной основе, которая обеспечит эффект «совершенной конкуренции).

     4. Создать Биржу энергетического топлива и электроэнергии (для блок-станций и малых ТЭЦ) на базе АТС и части «Системного оператора». 

     Целесообразно рассмотреть вопрос регулирования цен или рентабельности на энергетическое топливо.

     5. Основой структурой электроснабжения потребителей в ЕЭС России должны быть укрупнённые Региональные Управляющие Вертикально-интегрированные Энергоснабжающие компании (РУЭ) («Гарантирующий поставщик»), которые должны объединять нескольких смежных субъектов Федерации, исходя из энергобаланса территории – генерации всех электростанций и потребности всех абонентов (±5-10%).

     На территории ЕЭС России целесообразно создать 15-18 РУЭ. 

     Справочно:

     В 1990 году было 74 энергосистемы-монополиста, а в настоящее время более 300 посредников-монополистов.

     В каждом субъекте Федерации создать вертикально-интегрированную Энергоснабжающую Управляющую компанию (ЭУК), дочку РУЭ.

     6. Уточнить названия ОГК и ТГК исходя их того, что всем электростанциям, принадлежащих этим компаниям (кроме АЭС), устанавливается свой тариф, и по существу, ОГК и ТГК являются собственниками независимых производителей электроэнергии. 

     7. Принять срочные меры, разработать и утвердить мероприятия по повышению экономичности и надежности ЕЭС России за счет разработки:

     - научно-обоснованного плана совершенствования и развития ЕЭС России ГОЭЛРО-3, в котором предусмотреть:

     - ввод пиковых ГТУ-25 до 2015 г. не менее 20 млн. кВт, а до 2020 г. дополнительно 5 млн. кВт (для обеспечения увеличения загрузки действующих энергоблоков до 7000 часов в год);

     - на все объекты, введенные за последние 10 лет, разработать и утвердить тарифы.

     Все введенное оборудование, тарифы которых не могут конкурировать, законсервировать.

     Для снижения расчетных тарифов рассмотреть вопрос пересчета балансовой стоимости введенного оборудования.

     - произвести проверку состояния оборудования, отработавшего технический ресурс.

     - прекратить сооружение энергоблоков на газе с КПД менее 75-80% (кроме Тюмени);

     - провести реконструкцию котельных на газе мощностью более 10 Гкал в ТЭЦ ГТУ;

     - предусмотреть сооружение ТЭЦ малой мощности на местных видах топлива (торф, древесные отходы);

     - утвердить контрольные значения удельных инвестиций для ввода новых энергомощностей на 1 кВт мощности, а также создания системы ответственности и контроля за их исполнением и возвратом инвестиций;

     -обеспечить снижение конденсационной выработки электроэнергии на ТЭЦ за счет реконструкции теплофикационных турбин, с целью снижения удельных расходов;

     - разработать и выполнить мероприятия по значительному увеличению выработки электроэнергии и тепла на местных видах топлива (торф, уголь, древесные отходы, отработанные скважины).

     8. Для создания заинтересованности потребителей тепла от ТЭЦ, разработать и внедрить методику распределения экономичного эффекта от выработки электроэнергии на тепловом потреблении между ТЭЦ и потребителями тепла (опыт Германии).

     9. Для повышения эффективности работы и развития ГЭС, ввести «водяную ренту» и балансирующий фонд, для исключения влияния фактической водности на результаты работы ГЭС.     

Приложения 

 Приложение 1.  Конкуренция в энергетике 

 Анализ эффективности конкуренции тарифов на электроэнергию и оптимизации режимов параллельной работы по критерию минимума затрат на топливо, приведены на примере энергосистем «А» и «Б» 

     При организации конкуренции по тарифам на электроэнергию необходимо увеличить загрузку электростанций энергосистемы «Б» за счет разгрузки электростанций энергосистемы «А» и получить эффект: 1000 – 950 = 50 руб/МВт∙ч

     Однако, фактически, при таком изменении режимов возникает убыток, так как будет разгружено экономичное оборудование с топливной составляющей энергосистемы «А» – 550руб/МВт∙ч. и увеличена загрузка менее экономичного оборудования энергосистемы «Б» с топливной составляющей 600 руб/МВт∙ч

     В результате, вместо кажущейся экономии возникает убыток.

     Положение усложняется тем, что удельный расход топлива при оптимизации определяется по нормативным характеристикам оборудования, а уровень тарифов при свободном ценообразовании определяется каждым владельцем электростанции исходя из собственных экономических интересов.

     АЭС, ГЭС и ТЭЦ не могут участвовать в конкуренции тарифов на рынке – АЭС работают со 100% загрузкой, благодаря низкой топливной составляющей и невозможности их разгрузки по технологии, ГЭС - по условиям режимов работы, исходя из наличия гидроресурсов и режимов попуска воды.

     ТЭЦ не может участвовать в конкуренции вследствие того, что режим работы определяется величиной и режимом отпуска тепла.

     Низкоэкономичные ТЭС не могут участвовать в конкуренции, если их топливная составляющая на 10-12% выше, чем у наиболее экономичных ТЭС в ОЭС. Такие электростанции должны грузиться только по балансу мощности для поддержания частоты тока и надежности электроснабжения.

Приложение 6

Порядок, установленный АТС, формирования свободной поузловой цены на электроэнергию