На снимке Google Maps офисное здание Министерства энергетики Украины  (бывшего Министерства энергетики и электрификации Украинской ССР), где в 1973-1988 годах  Николай Дмитриевич Бойко возглавлял планово-экономическое управление. 

Все права на снимок принадлежат Google

БОЙКО Николай Дмитриевич 

1. Электрическая энергия – товар или услуга?

Второе столетие электрическая энергия служит людям, а вопрос организации её купли - продажи до сих пор остаётся предметом споров, проб и ошибок. Трудность решения задачи заключается в том, что электрическая энергия не имеет свойств обычного товара, её нельзя продать со склада или через прилавок, её невозможно вернуть обратно. Энергия, проявив своё действие в виде количественной меры движения материи, прекращает своё существование в момент потребления, т.е. потребление энергии происходит в момент её производства, что также отличает энергию от обычного товара.

Опыт промышленного применения энергии уводит нас к 18-му столетию. В 1784 году Джеймс Уатт запатентовал паровую машину для промышленного применения, которая была снабжена центробежным регулятором скорости вращения вала, что делало её способной для обработки всевозможных деталей. Принципиальная схема такой машины совместно с приводимыми механизмами приведена на рисунке 1 (примечание: для удобства читателей все рисунки настоящей статьи сведены в одну в презентации, приводимую ниже, там же даны все пояснения и сокращения к ним)

В данной установке энергия топлива, превращаясь в энергию пара, а затем,- через систему цилиндров и поршней, -  в механическую энергию вращения вала, приводила в движение станки или иные механизмы. По сути это была механическая энергетическая система, со всеми присущими её особенностями:

- Одномоментность производства, передачи, распределения и потребления энергии;

- Невозможность накопления для использования (или продажи) в удобное время;

- Невозможность потребления энергии или её производства вне системы.

Энергия паровой машины, расположенной на фабрике, выполняла полезное действие или работу по производству товаров, но сама в качестве товара проявиться не могла, поскольку возникала и исчезала внутри технологического процесса изготовления продукта.

Такая же паровая машина, но в передвижном исполнении, выполняя, например, по заказу фермера, работу по обмолоту зерна, фактически производила энергию для продажи на сторону. Но и в данном случае она, не проявляясь в качестве отдельного продукта, включалась в стоимость услуги (в данном случае -  по обмолоту зерна).

Столетний опыт производственного использования паровой машины при оказании всевозможных услуг был без каких-либо рыночных исследований перенесен и на электроэнергетическую систему. 

В 1882 году Томас Алва Эдисон на базе паровой машины построил первую в мире электростанцию общественного пользования. Соединив с паровой машиной электрический генератор и заменив вал, шкивы и ременную передачу проводами электрического тока, Эдисон   превратил механическую систему в электроэнергетическую систему со всеми её особенностями (рис. 2 презентации).

Электрическая энергия выступила уже как продукт производства, готовый к продаже, в любой точке подсоединения потребителя к электрической сети (к электроэнергетической системе). Однако, поскольку энергия не воспринималась как товар, а также, поскольку первым потребителем электроэнергии выступило уличное и квартирное освещение, общество увидело в ней новый вид услуг коммунального обслуживания - услугу по энергоснабжению (по сходству, например, с водоснабжением или топливоснабжением).

Началась эпоха энергоснабжения. Энергоснабжение – это продажа энергоснабжающей организацией (а дальнейшем - ЭСО) электрической энергии в точке подсоединения электрических сетей потребителя к электрическим сетям энергоснабжающей организации по тарифу, включающему в себя стоимость производства электрической энергии на электростанции и стоимость её передачи и распределения по электрическим сетям.

Энергоснабжение, как новый вид выгодного бизнеса, сулило предпринимателям устойчивые и гарантированные доходы, поскольку перед ними открывалось, образно говоря, необозримое поле новых услуг. За право  энергоснабжения вспыхнула жесточайшая конкуренция. В целях недопущения злоупотреблений государство вынуждено было взять на себя регулирование отбора фирм для закрепления их в качестве энергоснабжающих организаций в определенной географической зоне. В обмен на такую привилегию государство получило право ценового регулирования энергоснабжающих организаций и ввело контроль качества обслуживания потребителей электрической энергии. При этом право на энергоснабжение получала фирма, гарантирующая не просто минимальные тарифы на электроэнергию. Эти тарифы должны были гарантировать потребителю  получение выгоды от экономии его расходов, например на освещение квартиры, в результате применения электрической энергии. Тарифы на услуги по энергоснабжению в значительной степени зависели от издержек на содержание электрических сетей. В период развития электрификации подключение новых потребителей является фактором снижения удельных расходов на содержание сети. Этот фактор, известный как эффект масштаба, стал определяющим при отнесении электроэнергетики к естественным монополиям. Так возникли вертикально интегрированные, регулируемые государством  естественной монополии - ЭСО. Простые по форме и понятные для потребителя, общественности и органов власти, они начали широко тиражироваться по миру. 

Обоснование Михаилом Иосифовичем Доливо-Добровольским оптимальности системы трёхфазного переменного тока и создание им в 1888-1889 гг. трёхфазного асинхронного двигателя, а 1891 году - первой электропередачи трёхфазного тока позволили раздвинуть границы электроснабжения и сделать электрическую энергию незаменимой в промышленности. Региональные энергосистемы технологически сливались в объединенные энергетические системы. Между смежными энергосистемами возникала межсистемная торговля электрической энергией (в данном случае электрическая энергия начинает проявлять свойства товара). Но по отношению к потребителям ЭСО продолжала выступать в качестве вертикально интегрированной естественной монополии.

К 60-м годам ХХ века вертикально-интегрированные электроэнергетические структуры начали охватывать целые страны. Вертикально интегрированная электроэнергетика, осуществляя энергоснабжение в рамках государственного регулирования, успешно решала вопросы электрификации, расширения  и технического перевооружения, повышения эффективности параллельной работы крупных электростанций в составе единых систем.

Логика энергоснабжения с государственным регулированием тарифов на электрическую энергию, как общепринятый и понятный инструмент электрификации, представлялась долгие годы верной.

Тем  не менее, опыт государственного регулирования накопил массу негативных оценок. 

Как известно, регулируемый тариф выполняет три основных функции.

1) Регулируемый тариф – это экономическое поручение органа государственного регулирования в адрес потребителя. Поэтому, для его понимания потребителем, тариф должен обладать простотой и ясностью.

Выше было показано, что основной целью государственного регулирования тарифов на электрическую энергию была гарантия получения потребителем выгоды от применения электрической энергии. Но эту формулу выдержать можно при первом включении потребителя в сеть. В силу роста цен на топливо, материалы и услуги сторонних организаций ЭСО через определенный период времени объективно поставила вопрос перед органами государственного регулирования о повышении тарифов. И когда потребитель получил новое поручение в виде повышенного тарифа и увязал его со своим объемом потребления электрической энергии и с результатами своего нерегулируемого бизнеса, то он не увидел обещанной гарантии о дополнительном доходе. Потребитель, не принимавший участия в формировании повышенных тарифов, при всей их простоте, не сумеет понять (или не захочет понять) посылку нести дополнительные расходы на электрическую  энергию. Естественно, реакция потребителя в данном случае будет негативной. Таким образом, уже первое обоснованное повышение тарифов вызвало недовольство потребителей. Как явление, вызывающее конфликт интересов, повышение тарифов на электрическую (и тепловую энергию) и в настоящее время является непопулярным действием органов государственного регулирования и ЭСО.

2)  Регулируемый тариф – это установленная органом государственного регулирования экономическая основа существования и развития самой естественной монополии. Разумеется, что тариф должен соответствовать расходам по бесперебойному энергоснабжению потребителей в текущем времени и в перспективе. Поэтому тариф не может быть ниже критической отметки, за которой начинаются проблемы с энергоснабжением. Найти такую точку и установить соответствующий этой точке тариф – в этом заключается искусство и мудрость государственного регулирования, выражением чего является баланс интересов потребителя и субъекта регулирования. Однако, сам факт определения такой точки не снимет раздражения потребителя до тех пор, пока сам потребитель не убедится, что любое снижение тарифов ниже установленного  уровня приведет к перебоям в его энергоснабжении. А такую убеждённость потребитель может получить только через горький опыт, связанный с аварийными отключениями, возникновение которого (опыта) противоречит основной функции тарифов, а значит недопустим. А раз недопустим, то недовольство потребителя повышением тарифов предопределено. Особо большую негативную реакцию потребителя вызывают решения органа государственного регулирования, предусматривающие повышение тарифов для всех потребителей, в то время как необходимость такого  решения вызвана проблемам части потребителей.

3) Третья функция, которую выполняет регулируемый тариф – это способность его выступать в качестве инструмента экономической и социальной политики.

В данном случае процесс установления тарифов выходит далеко за рамки компетентности органа государственного регулирования. Властям часто требуется поддержка регулирующих органов в проведении определенных мероприятий в области социальной или промышленной политики, в том числе путем перераспределения доходов за счет перегруппировки тарифов – перекрестное субсидирование. Эта мера, если она проводится гласно, на базе осознанного компромисса и применяется временно и под известную в обществе программу экономического роста, тем более с условием возврата в последующем повышенных расходов за счет эффекта масштаба или устранения очагов неэффективности, в принципе не несёт в себе нежелательных последствий  в экономическом плане. Но в остальных случаях избыточное вмешательство властей в регулирование естественных монополий приводит либо к недостаткам средств у естественной монополии, что приводит к ухудшению параметров энергоснабжения, либо к простому перераспределению доходов между потребителями без последующих компенсаций.

Негативный опыт государственного регулирования не исчерпывается  вышеприведенным перечнем. В литературе [1] проблемы государственного регулирования сводятся к трем главным критическим замечаниям:

1.Издержки и эффективность

Главной целью государственного регулирования является установление экономически обоснованного тарифа, соответствующего обоснованным издержкам и нормальной прибыли (по перечню обоснованных расходов). В действительности ЭСО действуют на основе ценообразования по принципу «издержки плюс». Это означает, что менеджмент ЭСО не заинтересован разрабатывать и внедрять мероприятия по снижению издержек или будет проводить эту работу формально (официально сэкономил, неофициально перерасходовал). Зачем снижать издержки, если результатом будет «вознаграждение» в  виде пониженных тарифов? Поскольку изобретательность менеджмента неограниченна, такая практика вошла в экономическую теорию государственного регулирования как фактор «Х-неэффективности». Кроме того, в отдельных случаях установлено, что субъект регулирования прибегает и к бухгалтерским ухищрениям, чтобы добиться завышенных тарифов.

2. Недостатки комиссий

Как правило, комиссии не соответствуют предъявляемым к ним требованиям по разным причинам. То ли они «захвачены» или контролируются субъектами регулирования, то ли в аппарате комиссий работают бывшие сотрудники субъектов регулирования, то ли работники органов регулирования менее квалифицированы по сравнению с работниками субъектов регулирования. Всё это вместе с другими возможными факторами становится инструментом гарантирования прибылей и защиты регулируемой отрасли от потенциальной новой конкуренции, которую могли бы создать технологические изменения.

3. Регулирование  конкурентных секторов 

Замечено, что в отдельных случаях регулирующие органы не содействуют развитию конкуренции в потенциально конкурентных отраслях или секторах, устанавливая регулируемые тарифы там более выгодные, нежели они были бы при вводе конкуренции. В литературе [1] приводятся примеры  возможность таких проявлений.

На основании международного опыта и в процессе длительных дискуссий общепринятым тезисом конца 1980-х – начала 1990-х годов стало признание того, что:

- Эффект масштаба, который долгое время играл роль аргумента в пользу естественно-монопольных структур, потерял свою актуальность (вероятно, по мере завершения электрификации).

- Новые технологии привели к тому, что электростанции оказались вполне способными конкурировать между собой.

- Электроэнергетическая отрасль перестала быть естественной монополией в качестве единого целого и в ней должно отыскаться место для конкуренции, которая должна стать силой повышения эффективности отрасли и снижения стоимости электроэнергии для потребителя.

Таким образом, в середине ХХ века электрическая энергия была признана в качестве товара со всеми его свойствами, в том числе и по способности её производства на условиях конкуренции. В мире начался переход от эпохи энергоснабжения к эпохе рынка электрической энергии. 

2. Рыночный выбор в электроэнергетике

Переход от энергоснабжения к рынку электрической энергии происходит за счёт отделения конкурентоспособных видов деятельности от естественно монопольных (без деления вертикально  интегрированных хозяйствующих структур), либо за счёт реструктуризации электроэнергетики. Каждая страна выбирает свой путь и свои цели [3].

Если говорить о целях, то можно выделить несколько групп:

- Минимизация стоимости электроэнергии для потребителей за счёт повышения внутренней эффективности работы отрасли;

- Привлечение иностранных инвестиций для повышения общей эффективности отрасли;

- Внедрение конкуренции для повышения возможности выбора у потребителя;

- Сглаживание разницы в ценах на электрическую энергию в различ-ных регионах страны;

Методы реструктуризации также отличаются.Наиболее распространенной моделью является модель горизонтального деления ЭСО  с организацией отдельных компаний по видам деятельности:

- Генерация электрической энергии;

- Передача электрической энергии;

- Распределение электрической энергии;

- Сбыт электрической энергии.

Это даёт возможность видеть их прозрачную и ясную финансовую отчет-ность, а также применять различные виды регулирования к различным видам деятельности. Например, отсутствие прямого регулирования в секторе генерации, прямое регулирование в секторе передачи, установление предельных тарифов на уровне сбыта или розничных предельных цен.

Вторая модель предполагает сохранение вертикальной интеграции компании с обязательным разделением счетов и прозрачной отчетностью.

Какой вариант реструктуризации не был бы избран, но конкурентный рынок электрической энергии предусматривает почти одинаковую конечную схему.

Такая схема приведена на  рис. 3 (см. презентацию),  где показана структура  рынка и структура цен  и тарифов, формирующих совокупную стоимость единицы электрической энергии, покупаемой конечным потребителем.

На оптовом рынке генерирующие компании конкурируют между собой, в результате там складывается цена Цг.

Совокупный тариф для потребителя составит:

                                                    Тпотр = Цг + Тпередачи + Траспределения + Тсбыт + ∆Цпотерь 

Цена генерации (Цг) в тарифе для потребителя (Тпотр) составляет примерно 40%. Исходя из этого, эффект конкуренции в 1% в сфере производства снижается в точке потребления до 0,4%.Поэтому задача не должна ограничиваться только организацией конкуренции в сфере производства. Не может быть эффективным рынок электрической энергии, если неэффективно будет работать система передачи и распределения энергии. То же относится и к организации энергосбытовой работы - эффект от конкуренции в сфере производства сведётся к минимуму, если потребительский рынок электрической энергии будет продолжать работать по обычным договорам энергоснабжения. Поэтому задача повышения эффективности рынка электрической энергии в целом включает в себя и частную задачу - задачу повышения эффективности потребительского рынка, которая, в свою очередь, зависит от многих факторов, основные из которых:

1.Наличие очагов неэффективности в электрических сетях:

a) запертые мощности эффективных независимых электростан-ций; 

b) «узкие» сечения  в электрических сетях;

c) неиспользуемые присоединенные мощности;

d) повышенные потери электроэнергии в сетях;

e) повышенные расходы на эксплуатацию излишней трансформации по цепочкам передачи и т.п.

2. Способность тарифной политики реагировать на наличие очагов неэффективности и генерировать инвестиционные сигналы на подавление неэффективности;

3. Способность  тарифной политики предоставить возможность потребителю перейти в состояние пользователя сети для решения вопросов повышения эффективности своего энергоснабжения.

4. Способность тарифной политики поставить работу энергосбытовых организаций в зависимость от удешевления электрической энергии и услуг по её передаче для обслуживаемых потребителей.

Не исключено, что анализ всех вышеперечисленных проблем покажет, что с учётом новейших технологий более выгодным является вариант развития локальной генерации в узлах потребления. В таком случае задача перейдёт в плоскость развития локальных рынков электрической энергии, что в  перспективе и ожидается на потребительских рынках электрической  и тепловой энергии в преддверии истощения запасов традиционных видов топлива.

3. Эффективность действующей модели потребительского рынка

На рис. 4  (см. презентацию) показана схема потребительского рынка, образованного на базе вертикально-интегрированного АО-энерго (до реструктуризации).

Модель потребительского рынка в секторе «А» является двухконтурной. 

Первый  контур:  ФОРЭМ - АО-энерго, - представляет собой рынок с одним покупателем в лице АО-энерго. 

Второй контур:  АО-энерго – потребители,  представляет собой регулируемый монопольный рынок, где в качестве продавца выступает АО-энерго.

В первом контуре АО-энерго покупает основную часть электрической энергии и мощности на ФОРЭМ по регулируемым тарифам, остальную часть энергии он покупает на конкурентном оптовом рынке, в том числе по свободным ценам. Кроме того, АО-энерго поставляет на потребительский рынок электроэнергию и мощность, выработанную собственными электростанциями, по регулируемым тарифам. Для продажи потребителям  регулирующий орган устанавливает средневзвешенный тариф генерации – Цср, а также средневзвешенные цены на  энергию - Цэ/э и на мощность - Цм. Эти  цены в данном секторе потребительского рынка должна быть одинаковыми для всех потребителей, в любой точке данного потребительского рынка. Однако, поскольку данная цена (как составляющая часть тарифа) не доводится потребителю, нет уверенности в том, что именно эта цена учтена в каждом конкретном тарифе и доведена до каждого конкретного потребителя.

Регулирующая комиссия к данной цене прибавит тариф на передачу электрической энергии, рассчитанный по классам напряжения в расчёте на 1 кВтч, и по шкале числа часов использования заявленной мощности (h) установит одноставочные тарифы для потребителя в зависимости от того, в какую группу он попал по шкале h. На базе этого тарифа комиссия установит и меню тарифов (одноставочный,  двухставочный и зонный).

Таким образом, потребитель, получив тарифы в упакованном виде, не имеет возможности произвести какой-либо анализ об их эффективности. Кроме того, потребитель отторгнут от конкурентной части оптового рынка и не может ни оценить, ни воспользоваться результатами конкуренции в сфере генерации.

«Упакованный» тариф не позволяет потребителю оценить обоснованность тарифа на услуги по передаче ему электрической энергии. Потребитель в принципе не может претендовать на какую-либо информацию, поскольку не имеет доступа к этим услугам, из-за того, что не имеет договора с оптовым рынком (или иным производителем энергии) на куплю-продажу электроэнергии. В поисках прозрачности работы с тарифами потребитель находит на своём потребительском рынке сектор «Б», где ему некая организация предложит услуги по энергоснабжению на более выгодных условиях.  Действительно, имея доступ к оптовому рынку электрической энергии, эта организация может получить экономию от покупки электроэнергии на конкурентном рынке, но продать данному потребителю электроэнергию по этим тарифам она не сможет, поскольку для потребителя утверждён регулируемый тариф. Выгода потребителя заключается в том, например, что данная организация возьмёт на себя обслуживание его внутризаводских сетей на безвозмездное обслуживание, плюс сервисное обслуживание энергохозяйства на льготных условиях. Как видно, данная схема договорных отношений не приближает потребителя к участию в управлении тарифной политикой.

Наиболее приближённой к схеме, при которой потребитель становится полноправным участником рынка электрической энергии, является сектор «В», где потребитель, являясь субъектом оптового рынка, имеет прямой договор на поставку ему электрической энергии с оптового рынка. В данном секторе отдельно решаются вопросы покупки электрической энергии, отдельно – договорные отношения по оказанию услуг по передаче электрической энергии. Потребитель самостоятельно, без участия Энергосбыта АО-энерго решает вопросы сбыта. В данном секторе потребитель получает права пользования системой и начинает принимать участие в управлении сетями.

Вывод. Действующая схема организации энергоснабжения не способна  (за исключением сектора «В») генерировать и реализовывать сигналы по повышению эффективности потребительского рынка и не может рассматриваться как приемлемый вариант организации потребительского рынка в реструктурированной электроэнергетике 

4. Эффективность модели потребительского рынка после реструктуризации

Модель потребительского рынка после реструктуризации можно представить в виде, представленном на рис. 5 (см. презентацию).

Субъектами данного потребительского рынка электрической энергии являются:

1. Потребители, получающие электроэнергию по договорам с Гарантирующим поставщиком (на данной схеме показан один Гарантирующий поставщик, хотя по решению Правительства РФ их может быть несколько);

Потребители, получающие электроэнергию по договорам с Независимыми энергосбытовыми организациями. 

2. Гарантирующий поставщик;

3. Независимые энергосбытовые организации;

4. Предприятия распределительных электрических сетей. Количество их определяется количеством существовавших до реструктуризации энергоснабжающих  организаций, включая коммунальные, муниципальные и иные;

Электростанции АО-энерго здесь не показаны, поскольку они вошли в состав генерирующих компаний. Вероятно, генерирующие компании будут иметь на потребительских рынках узлы поставки электрической энергии. В таком случае схема дополнится узлами поставки электрической энергии.

Данная модель предполагает три схемы покупки  потребителем электрической энергии:

1. Через Гарантирующего поставщика;

2. Через независимую энергосбытовую организацию:

3. Прямые договорные отношения.

Эффективность потребительского рынка в нашем случае будем оценивать по следующим параметрам:

a. возможность потребителя получить выгоду  от конкуренции на оптовом рынке;

b. возможность потребителя повлиять на повышение эффективности услуг по передаче электрической энергии;

c. возможность использования эффекта от конкуренции на мероприятия по повышению эффективности рынка электрической энергии в целом.

Что касается схемы покупки по варианту  3, когда потребитель имеет договорные отношения с оптовым рынком на поставку ему электрической энергии, а это даёт ему право на доступ к услугам по передаче электрической энергии, то в данной схеме потребитель может, при соответствующей тарифной политике, рассчитывать на положительный эффект по всем параметрам.

В остальных схемах потребители не могут претендовать на это, поскольку не имеют доступа ни к оптовому рынку, ни к услугам по передаче электрической энергии.

С этой точки зрения рассматриваемая модель ничем не отличается от прежней монопольной модели со всеми её недостатками. Потребитель как не имел, так и не будет иметь никаких мер воздействий на повышение эффективности потребительского рынка электрической энергии.

По параметру «с» в литературе [3] высказаны предположения, что полученная в результате конкуренции прибыль производителя не обязательно будет направлена на повышение эффективности производства электрической энергии. Так же прибыль, полученная Гарантирующим поставщиком или Независимым энергосбытом  за счёт разницы между конкурентной ценой покупки и регулируемой ценой продажи, не обязательно будет направлена на повышение  эффективности потребительского рынка.

Вывод. Ожидать коренного изменения в эффективности энергоснабжения от реструктуризации электроэнергетики без целенаправленного изменения  тарифной политики не следует 

5. Вопросы выбора параметров тарифной политики на потребительском рынке

Ниже будут приведены варианты развития тарифной политики на потреби-тельских рынках электрической энергии. Эти варианты даны в тезисном виде и предполагают развитие тезиса в процессе развития того или иного варианта. В рамках данной работы приведены лишь краткие контурные мнения относительно каждого варианта исключительно в целях понимания сути вопроса.

1. Цена электрической энергии у потребителя.

Приведенные варианты касаются исключительно цен на электрическую энергию, без учёта услуг на ёё передачу и иных услуг. Реструктуризация электроэнергетики предполагает организацию конкуренции на оптовом рынке и удешевление за счёт этого цен на электрическую энергию для потребителей, включая потребителей потребительского рынка. С этой целью ФЗ «Об электроэнергетике» предоставляет потребителю право выбора:

а) быть субъектом потребительского рынка и получать электрическую энергию по договору с Гарантирующим поставщиком или

б) стать субъектом оптового рынка электрической энергии и покупать электроэнергию по договору с Оптовым рынком.

При любом из этих вариантов потребитель имеет право на эффект конкуренции электростанций на оптовом рынке. Для реализации этого права потребитель должен выбрать свой вариант:

a. Потребитель применяет цены оптового рынка. Для этого требуется регистрация потребителя в качестве субъекта оптового рынка и переход его на договорные отношения с оптовым рынком в соответствии с Правилами оптового рынка. Данный вариант связан с ограничениями по присоединенной мощности потребителя и по пропускной способности линий электропередачи, соединяющих оптовый рынок с потребительским рынком.

В ряде случаев расходы на выполнение мероприятий, предписываемых регламентами получения статуса субъекта оптового рынка, окупаются в течение длительного срока и такой вариант не всегда применим.

b. Потребитель пользуется электроэнергией по регулируемой цене на потребительском рынке с учетом структуры цен поставщиков (утверждается РЭК). Однако, регулируемые тарифы не гарантируют потребителю получение эффекта от конкуренции в сфере генерации, поскольку ни Гарантирующий поставщик, ни независимая энергосбытовая компания не обязаны передавать эффект от работы на конкурентном рынке потребителям. Но в таком случае теряется смысл реструктуризации вообще. Поэтому на потребительском рынке должны быть проведены соответствующие изменения в тарифной политике.

Для реализации эффекта от участия в конкурентном рынке в практике работы потребительских рынков применяются различные варианты, в частности:

a. Индексация цены на потребительском рынке по индексу изменения цены на оптовом рынке, в том числе и на долгосрочной основе (5-7 лет).

b. Регулирование розничных цен на электрическую энергию на потреби-тельских рынках в зависимости от показателей рентабельности энергосбытовых организаций.

c. Учреждение энергосбытовых организаций в качестве компаний, находящихся в собственности потребителей электрической энергии в виде непосредственной кооперативной собственности либо косвенно через муниципальную собственность.

2. Доступ потребителя к электрическим сетям.

Термин «Доступ потребителя к электрическим сетям» может иметь два толкования:

a. Процедура подключения электрических сетей потребителя к распределительным сетям данного потребительского рынка электрической энергии: получение Технических условий на подсоединение к сетям, выполнение выданных технических условий, выполнение мероприятия по подаче напряжения в сеть потребителя.

b. Рыночное право потребителя на услуги по передаче электрической энергии с мощностью в размере, установленном техническими условиями на подсоединение данного потребителя к данным электрическим сетям (в МВТ). Указанная максимальная мощность является присоединенной мощностью потребителя.

В настоящее время официально эта (или иная) терминология по доступу к сетям не установлена. Отсутствие чёткого термина не позволяет выстроить и чёткую позицию в формировании тарифной политики в части услуг по передаче электрической энергии.

В данном случае вышеприведенное толкование (пункт b.) предлагается принять как вариант для понимания излагаемых в данной работе проблем тарифной политики.

В тарифной практике применяется два варианта доступа:

a. Добровольный доступ, когда предприятие электрических сетей может выдать доступ на условиях, продиктованных предприятием, либо отказать в доступе, если заявитель доступа не согласен с выставленными условиями.

b. Обязательный доступ, когда предприятие электрических сетей не вправе отказать в доступе потребителю, кроме случаев технической невоз-можности нового подключения (или расширения) в данной точке. Любой отказ в подключении, либо условия подключения заявитель вправе оспорить в установленном порядке.

Вариант (а.), считается дискриминационным по отношению к вновь подключаемым к сети потребителям. Эта дискриминация заключается в «навязывании» потребителю (при выдаче Технических условий на подсоединение) инвестиционных проблем, не связанных с данным подключением. Либо дискриминация заключается в необоснованном отказе в присоединении потребителя. Как в первом, так и во втором случае потребитель не имеет права на защиту.

В практике тарифного регулирования отмечаются случаи решения инвестиционных проблем по подключению нового потребителя за счёт повышения тарифов для всех остальных потребителей, что также считается дискриминацией.

Вариант (b.) законодательно закрепляет за потребителем право на подключение электрической сети на условиях, установленных в рамках государственного регулирования естественной монополии по вопросам выдачи технических условий на подсоединение. Предметом регулирования в данном случае должна стать инвестиционная нагрузка на нового потребителя, которую предприятие электрических сетей вправе потребовать исключительно в рамках стоимости схемы внешнего энергоснабжения потребителя и необходимости устранения ограничений в данном узле по параметрам технического состояния сетей. Порядок оценки инвестиционной нагрузки на потребителя должен быть оговорен в специальных положениях о доступе с тем, чтобы устранить указанные выше и иные способы дискриминации новых потребителей.

3. Доступ электростанций к сетям.

Опыт тарифной политики зафиксировал два варианта:

a. Доступ к электрическим сетям электростанциям предоставляется.

b. Доступ к электрическим сетям электростанциям не предоставляется.

В варианте (b.) электростанции, не имея рыночного права на передачу выработанной ими электрической энергии, могут оказаться запертыми договорными отношениями третьих лиц за счёт загрузки сетей, к которым подключена данная электростанция. Поэтому вариант(а.) признаётся предпочтительным.

При выдаче электростанциям доступа к сетям, электростанции соответственно получают доступ к услугам по передаче электроэнергии по этим сетям. Как правило, плата за эти услуги взимается в разы ниже, чем с потребителей. Но и этого достаточно для решения отдельных проблем, возникающих на рынках электрической энергии. 

Имеются факты решения проблемы перераспределения производительных сил за счет дифференциации тарифов по мере отдаленности от центров генерации (см. рис. 6 презентации). На данном рисунке показаны дифференцированные тарифы на услуги по передаче электрической энергии, стимулирующие развитие генерации по мере удаления от центра с избытком генерации (совокупность электростанций – Г) и стимулирующие развитие потребления по мере приближения к центру генерации.

6. Определение объема услуг по передаче электрической энергии

В практике регулирования естественных монополий для определения объёма услуг по передаче электрической энергии, как правило,  принимается максимальная мощность, передаваемая по сетям. Иногда к мощности еще прибавляют километры, тогда объем услуг будет измеряться произведением МВт*км. 

При этом в практике тарифного регулирования в качестве объема услуг принимают один из видов доступа потребителя  к сети:

1. Краткосрочный доступ – доступ по заявленной мощности.

2. Долгосрочный доступ  – доступ по присоединенной мощности.

Для ясности следует уточнить принятую здесь терминологию.

Краткосрочный доступ определяется заявленной мощностью потребителей на период прохождения энергосистемой максимальных нагрузок в расчетном году (в МВт) и действует в течение расчетного года. 

Долгосрочный доступ – это также заявленная мощность (в МВт), но эту мощность потребитель заявляет при подаче заявки на присоединение к сети. Эта мощность фиксируется во время включения потребителя в сеть после выполнения им Технических условий на подсоединение и является неизменной до тех пор, пока (по согласованию сторон) не поменяются Технические условия на подсоединение. По сути, долгосрочный доступ – это присоединенная мощность в МВт, которую потребитель имеет право получить из сетей в любое удобное для него время года и суток. Данный вид доступа потребителя в сеть в практике тарифного регулирования называется «вход в сеть» или «мелкий доступ».  

Краткосрочный доступ хорошо зарекомендовал себя там, где заявленная мощность практически равна присоединенной. В данной модели предприятие электрических сетей контролирует максимальные нагрузки с тем, чтобы зафиксированный перебор заявленной мощности использовать для пересмотра в договоре с таким потребителем объема услуг по передаче электрической энергии без пересмотра тарифа на услуги по передаче электрической энергии. Естественно, у предприятия электросетей сложится дополнительная прибыль, что даст ему возможность выполнить дополнительные работы по повышению качества обслуживания потребителей или другие мероприятия. 

В нашей действительности, когда присоединенная мощность потребителей, как правило, не загружена и не будет в ближайшей перспективе загружена, использование заявленной мощности в качестве определителя объёма услуг по передаче электрической энергии нельзя признать обоснованным, поскольку такой выбор узаконит перекрестное субсидирование между потребителями. Дело в том, что поскольку сети внешнего энергоснабжения потребителя рассчитаны на присоединенную мощность, стоимость содержания сетей будет определяться присоединенной мощностью. При разных уровнях использования присоединенной мощности перекрестное субсидирование неизбежно, что можно увидеть на рис. 6.

Рассмотрим пример (см. рис. 7 презентации).

Необходимую валовую выручку сети (НВВ) для расчета тарифов на услуги по передаче электрической энергии примем на уровне 1000 единиц.

Тогда тариф на услуги по передаче электрической энергии составит:

                                                        Вариант при заявленных мощностях: Т=1000/150=6,7 денежной единицы.

                                                       Вариант при присоединенных мощностях:Т=1000/200=5,0 денежной единицы.

Как видно, применение краткосрочного доступа приводит к перекрестному субсидированию (рис. 5 и 6,7). Потребитель с высоким уровнем использования присоединенных мощностей  перекрестно субсидирует потребителя с низким использованием присоединенных мощностей. 

Следует отметить, что в настоящее время актуальным является вопрос борьбы с перекрестным субсидированием. Принято считать, что промышленность перекрестно субсидирует население. Но если учесть, что свою присоединенную мощность население использует полностью (современные бытовые нагрузки в ряде случаев превышают проектные уровни), а промышленность имеет значительные свободные присоединенные мощности, то предыдущее суждение можно поставить под сомнение. 

Следует также отметить, что неиспользуемая присоединенная мощность – это повышенные потери электрической энергии и лишние расходы на содержание естественной монополии.

В свете указанных недостатков использование заявленных мощностей в качестве объема услуг по передаче электрической энергии необходимо признать ошибочным. 

В то же время переход к присоединенным мощностям приведет к повышенным расходам у потребителей, имеющих свободные присоединенные мощности. В этом свете актуальной становится задача приведения присоединенных мощностей в соответствие с реальными нагрузками. Представляется полезным опыт других стран по предоставлению потребителям права покупать и продавать доступ к сети. Если такое положение будет принято, потребитель,  имеющий неиспользуемый доступ к сети, может его продать, что выгодно как с точки зрения уменьшения платы за передачу энергии, так и с позиций возврата средств, когда-то истраченных на присоединение к сети. Упрощается доступ к сети новых потребителей на более выгодных условиях (по сравнению с вариантом входа в сеть с новым строительством сетей).

В случае проблемы с продажей доступа, потребитель может оказаться от его излишка, что  также принесёт ему соответствующие дивиденды в виде экономии расходов на оплату услуг по передаче электрической энергии. Это выгодно и  предприятию электрических сетей. Получив в своё распо-ряжение неиспользуемое оборудование на питающих данного потребителя подстанциях, предприятие электрических сетей может перенести его в новую точку, где намечается дополнительный спрос на присоединенную мощность (что оно не имело права делать при старом методе доступе). К тому же у сетей без дополнительной нагрузки на тарифы появляется возможность снижения потерь электроэнергии в сетях, а также высвобожде-ния затрат на содержание сетей за счет отказа от неиспользуемых элементов сети.

Вывод. В нашей (отечественной) практике в качестве объема услуг по передаче электрической энергии необходимо применять присоединенную мощность. Переход на заявленную мощность будет целесообразен, когда уровень использования присоединённой мощности практически выровняется. Выравнивание произойдёт неизбежно, поскольку оплачивать ненужную присоединенную мощность потребителю будет невыгодно.

7. Виды доступа к сетям

На однородных потребительских рынках электрической энергии, т.е. на рынках, где отсутствуют узкие сечения, выдача потребителям «мелкого доступа», т.е. доступа по присоединенной мощности является достаточным условием для организации недискриминационной тарифной политики. 

Неоднородными потребительскими рынками электрической энергии называются рынки, на которых имеется как минимум одно узкое сечение.

Под узким сечением понимаются транзитные сети, соединяющие два узла рынка с разными ценами на электрическую энергию, когда пропускная способность этих транзитных сетей не позволяет пропустить дешевую энергию для покрытия спроса на неё в узле с более высокими ценами. В этом случае для проведения недискриминационной тарифной политики потребителям дополнительно к «мелкому доступу» выдаётся «глубокий доступ», т. е. доступ к узкому сечению. По сути «глубокий доступ» представляет собой распределение пропускной способности узкого сечения между потребителями пропорционально «мелким доступам», что можно пояснить  с помощью рис. 8 (см. Презентацию)

Как видно из рисунка, каждый потребитель получает доступ к «узкому сечению»   в размере его удельного веса на потребительском рынке по присоединенным мощностям Дi. 

1. Любой потребитель может использовать часть или весь доступ, принадлежащий какому-либо другому потребителю. Но в этом случае потребитель, доступ к «узкому сечению» которого использует иное лицо, вправе получить от последнего компенсацию (Дкомп) по формуле регулирования доступа по цене: 

                                                                              (Ц перед сечением  - Ц за сечением) х Эдоп = Д комп., 

где:  Эдоп – дополнительное количество электрической энергии, переданное новому  владельцу «узкого сечения».

2. Если доступ к «узкому сечению» не будет закреплен за каждым потребите-лем, возможен захват «узкого сечения» любым из потребителей. При этом, цена на электрическую энергию для других потребителей на данном потребительском рынке соответственно возрастёт (см. рис. 9 презентации).

Цена дискриминации может быть вычислена в следующем порядке:

1. Цена на ПРЭМ  (20000+6000): 1200=21,7

2. Суммарный доступ к ОРЭМ =1000

3. Доступ потребителя к ОРЭМ Д=(1000 : 1200)*240=200

4. Средняя цена на ПРЭМ (200*20+40*30) : 240=21,7

5. Если потребитель заключит договор с ОРЭМ на все 240 , то для него цена будет 20

6. Для остальных (26000-4800) : 960=22.1

Как видно, захват «узкого сечения» приводит к росту тарифов для остальных потребителей с 21,7 до 22,1 условных единиц.

Распределение «узких сечений» производится между потребителями, имеющими право на доступ к услугам по передаче электрической энергии. Если на данном рынке будут работать 3 энергосбытовых организаций, то «узкое сечение» должно распределиться между этими тремя субъектами рынка электрической энергии (пропорционально присоединенным мощностям потребителей, которых обслуживает соответствующий энергосбыт). Но в случае, если какой-либо потребитель воспользуется своим правом стать субъектом оптового рынка, ему должен быть установлен доступ к оптовому рынку. Этот доступ должен определяться в порядке распределения узкого сечения между потребительским и оптовым рынками (если такое узкое сече-ние имеет место). 

Без такого механизма на потребительском рынке возникнет ценовая дискриминация.

Вывод. Рыночные отношения на потребительском рынке электрической энергии будут сопровождаться ценовой дискриминацией потребителей, если на этом рынке не будет проведена предварительная работа по организации регулирования доступа всех потребителей в сеть и доступа потребителей, имеющих право на услуги по передаче электрической энергии, к каждому «узкому сечению» 

8. Зависимость тарифов на услуги по передаче электрической энергии от дальности передачи 

В процессе выбора тарифной политики  на потребительском рынке особую роль играет выбор метода дифференциации тарифов от удаленности потребителей от центров питания. 

В нашей стране принято дифференцировать тарифы в разрезе классов напряжения.

Потребительские рынки в основном функционируют на базе стандартного набора классов напряжений: 220кв, 110кв, 35кв,  10кв, 6кв, 0,4кв. Таким образом, максимальное количество тарифных групп может быть не более шести. При таком выборе будет исключено перекрестное субсидирование потребителей, но несколько усложнится расчет тарифов.

В первых редакциях Методических указаний стандартные классы напряжения агрегировались в три тарифных класса напряжения: высокий класс напряжения (ВН) -110кв и выше; средний класс напряжения (СН) - 35кв- 6кв; низкий класс напряжения (НН) – 1кв и ниже.

В такой группировке  уменьшается трудоёмкость расчета тарифов, однако вводится перекрестное субсидирование потребителей. Потребители, получающие электроэнергию на напряжении 220кв, несут дополнительную нагрузку по содержанию сетей 110кв, разгружая по тарифам потребителей на напряжении 110кв. Соответственно, в среднем классе напряжения более высокий класс напряжения нагружен затратами на содержание низших классов напряжения, объединенных в одну тарифную группу. И если с точки зрения расходов на содержание электрических сетей это не вызывает значимых перекосов и перекрестная нагрузка на тарифы может находиться в пределах точности счета, то с точки зрения потерь электрической энергии в сетях цена дифференциации заслуживает достойного внимания. Так, в расчете на 1МВт передаваемой мощности потери в сетях (с одинаковым удельным сопротивлением) в классе напряжение 220кв в 4 раза будут ниже, чем в классе 110кв. В классе напряжения 6кв потери почти в 3 раза выше, чем в классе 10кв (при одинаковых расходах на содержание этих сетей).

С точки зрения задачи снижения потерь электрической энергии целесообразно не агрегировать классы напряжения, а наоборот, тарифы на услуги по передаче электрической энергии (если потери электрической энергии учитываются в составе тарифов на услуги по передаче электрической энергии) устанавливать в разрезе стандартного набора классов напряжения. В такой дифференциации нет ничего недопустимого. Наоборот, потребительский рынок проявится по узлам потребления, в качестве которых  выступают города и другие населенные пункты, схемы внешнего энергоснабжения и внутренние сети которых различаются между собою. Соответственно, должны быть и разными тарифы на услуги по передаче электрической энергии. Разница в тарифах приведёт к возникновению конфликтной ситуации. Но такая ситуация в данном случае несёт положительный заряд, поскольку на выходе проявится инвестиционный интерес в части ликвидации узлов неэффективности. В результате снизятся тарифы, будет сэкономлено топливо за счет снижения потерь в сетях, а это – сокращение вредных выбросов в окружающую среду.

Выводы:

1. Эффект от экономии топлива, полученный за счёт снижения потерь электроэнергии в сетях, несопоставим с экономией трудозатрат по расчету узловых тарифов на услуги по передаче электрической энергии по сетям. 

2. Отсутствие сигналов о наличии узлов неэффективности в сетях приводит к отсутствию инвестиционного интереса к их ликвидации. 

3. Узловые тарифы, сформированные по фактическим цепочкам передачи электрической энергии, станут механизмом повышения эффективности потребительского рынка электрической энергии.

Потребительский рынок электрической энергии не является однородным не только с точки зрения стандартов напряжения. Он неоднороден и по составу обслуживающих электросетевых предприятий. Если тарифная политика на стыке этих предприятий не отрегулирована, различия в тарифах могут вызвать необоснованный инвестиционный интерес, как это показано на рис. 10 (см. презентацию).

На рисунке 10 (см. Презентацию)  приведены две ситуации тарифного решения на стыке предприятий электрических сетей.

Согласно действующим методическим указа-ниям предприятие 2, имея границу раздела с предприятием 1 на шинах подстанции высокого напряжения, не оплачивает предприятию 1 расходы на содержание сетей СН, что справедливо.Однако, предприятие 3, которое запитано от сетей СН предприятия 1, рассматривается в Методических указаниях в качестве потребителя СН головного предприятия сетей. А это значит, что потребители, запитанные от предприятия 3 должны оплатить полный тариф ВН и СН по предприятию 1, а также тариф СН «своего» предприятия. В результате тарифы у потребителей предприятия 3 будут завышены по сравнению с потребителями предприятия 1. Разница в тарифах возбуждает конфликтную ситуацию. В случае если методические указания не будут пересмотрены, предприятие 3 построит свою линию СН с подключением её к подстанции ВН предприятия 1. Тарифы для потребителей предприятия 1 повысятся (выпал плательщик с солидной присоединенной мощностью) и не факт, что тарифы для предприятия 3 снизятся до уровня предприятия 2. В данном случае имеется риск вложить инвестиции в неэффективный проект.

Решение задачи заключается в изменении методики. Предприятие 3 должно оплатить предприятию 1 расходы на содержание транзитных сетей СН (пропорционально транзитам). За счет этого устранится перекрестное субсидирование, существовавшее до сих пор.Поскольку транзит от ВН к потребителям 3 явно выражен, справедливость расчета тарифа по транзиту очевидна.

В практике регулирования тарифов на услуги по передаче электрической энергии встречается еще один параметр тарифной политики, относящийся к зависимости тарифов от удаленности потребителя услуг от центра питания.

В данном случае рассматривается вариант удлиненных радиусов (фидеров) подачи электрической энергии, как показано на рис. 11 (см. презентацию).

Приведенные на рисунке 11 схемы встречаются практически в каждом классе напряжения. Эти схемы отличаются показателями неэффективности:

• По уровню надёжности, поскольку энергоснабжение узлов осуществляется по длинной цепочке, не имеющей резервирования.

• По уровню потерь электроэнергии.

• По наличию перекрестного субсидирования потребителей узла Б со стороны потребителей узла А.

Выбор тарифной политики заключается в выборе вариантов:

1. Тарифы на услуги по передаче электрической энергии устанавли-ваются в среднем по соответствующему классу напряжения без выделения данных узлов.

2. Тарифы на услуги по передаче электрической энергии для узла А и узла Б устанавливаются, исходя из общих для них расходов на содержание электрической сети.

3. Тарифы на услуги по передаче электроэнергии устанавливаются по узлам А и Б, исходя из степени использования сети каждым узлом.

При выборе варианта 1 и 2 тарифы усредняются и не приобретают способ-ность подавать сигналы о неэффективности сети. Ненадёжность схемы и повышенные потери в сети остаются как не выявленный очаг неэффективности, на наличие которого тарифная политика либо не реагирует, либо реагирует слабо.

При выборе варианта 3 тарифы будут установлены по узлам. Их различие, указывая на наличие узлов неэффективности, вызывает инвестиционный интерес в подавление узла неэффективности (вторая цепь, замыкание сети на второй источник, строительство эффективного источника энергии в узле 2).

Вывод.На потребительском рынке выбор тарифной политики должен исходить из предварительного анализа уровня неоднородности электрических сетей для выявления узлов неэффективности для выбора инвестиционных вариантов устранения выявленных очагов неэффективности 

9. Откуда и куда передавать электроэнергию

Откуда и куда передавать электрическую энергию на первый взгляд кажется наивным вопросом. Ответ очевиден: от источника электрической энергии  к центру потребления. Действительно, если между любым потребителем (центром потребления) и любым источником (центром генерации) нет «узких» сечений, то в любое время любое количество энергии можно передать  в любую точку сети. Такая сеть называется однородной, а способ передачи электрической энергии по однородной сети называется «Из точки А в точку Б». В любой точке потребительского рынка электрической энергии, организованного в рамках однородной сети, цены на электрическую энергию (без учёта тарифов на услуги по передаче электрической энергии)  будут отличаться только на уровень потерь электроэнергии в цепочке передачи от центра генерации до центра потребления.

Сеть, имеющая ограничения по пропускной способности, не может создать основу для однородного рынка электрической энергии. Такой рынок имеет узлы со «своей» генерацией и «своими» ценами. Узлы соединяются между собою транзитными линиями электропередачи, по которым в каждый узел поступает энергия, ликвидирующая дефицит энергии и (или) мощности, или из узла выдаётся в общую сеть избыток энергии и (или) мощности. Такой рынок имеет название узлового рынка или рынка, работающего по методу «колёсной ступицы» (рис 12 презентации).

Как видно, узлы нагрузок (генерации) явно выражены и имеют взаимную связь. Ввиду недостаточной пропускной способности соединительных линий электропередачи в каждом узле образуется локальный рынок электрической энергии со своими ценами.

В данном случае тарифную политику можно построить по двум вариантам:

1. проигнорировать различие цен по узлам и утвердить для всех потребителей данного потребительского рынка единую цену.

2. установить поузловые цены с учетом потерь в соединительных линиях электропередачи.

В варианте 1 не сможет проявиться существующая неэффективность рынка, и потребители будут обречены на неопределенно долгое содержание неэффективных генерирующих мощностей и повышенных потерь электрической энергии.

Вариант 2 вводит разные цены по узлам, но тем самым включается механизм проявления очагов неэффективности и инвестиционной активности.

Потребительские рынки неоднородны как по ценовым зонам, так и по цепочкам передачи электрической энергии в каждый узел. Пренебрежение этой неоднородностью в тарифной политике приводит к перекрестному субсидированию и повышенным расходам потребителей на содержание неэффективных сетей.

Пример неоднородного потребительского рынка приведен на рис.13 (см. презентацию).

При формировании тарифной политики на неоднородном рынке целесообразно сети разделить на:

• Передающие и распределительные.

• Из передающих сетей выделить те, которые относятся исключительно для питания отдельных потребителей с учетом их категории по надёжности и определить расходы на их содержание.

• Остальные расходы по передающим сетям передать для распределение между узлами.

• Распределительные тарифы оформить по узлам (населенным пунктам и отдельно расположенным предприятиям) с установлением в  каждом узле своих (узловых) тарифов на передачу электроэнергии по классам  напряжения

При таком подходе цены на генерацию также перераспределятся по узлам в силу узких сечений между узлами.

Дифференциация тарифов по узлам выявит элементы неэффектив-ности данного потребительского рынка, что станет сигналом для необходимости подавления очагов перерасхода топлива и неэффективных расходов на содержание естественной монополии.

10. Потери электрической энергии в сетях и их место в тарифной политике

Потери электрической энергии, или, как их еще называют, технологический расход электрической энергии на ее передачу и распределение в сетях, являются одной из спорных позиций в тарифной политике.

Первая несогласованность возникает при выборе места потерь:

1. в услугах на передачу электрической энергии;

2. в договоре на куплю-продажу электрической энергии;

3. часть – в договоре на куплю-продажу электрической энергии, вторая часть – в услугах на передачу электрической энергии по сетям.

По месту возникновения потери относятся к сфере потребления электрической энергии в сетях.

По причине из возникновения потери можно разделить на две части:

1. постоянные потери, которые практически не связаны с количеством переданной электрической энергии через сети. Эта часть электрической энергии расходуется на создание магнитных полей в трансформаторах, реакторах и других электротехнических машинах и аппаратах, на утечку электроэнергии через изоляцию, на образование короны, на обеспечение работы устройств релейной защиты и противоаварийной автоматики, на собственные производственные нужды подстанций и т.п. Этот расход регла-ментируется нормативными характеристиками оборудования и электротехнических устройств и определяется числом часов работы указанного оборудования и устройств. Другими словами, этот расход электрической энергии обусловлен исключительно работой электрической сети, является постоянным по величине и нормируемым по наполнению. На потребительском рынке этот расход закономерно тяготеет к электрическим сетям и может включаться в тарифы на услуги по передаче электрической энергии.

2. переменные (или нагрузочные) потери возникают в силу наличия электрического сопротивления (r) в электрической цепи и пропорциональны квадрату электрического тока (I), протекающего в этой цепи и времени протекания этого тока.       Исходя из того, что энергия электрического тока пропорциональна создающему её электрическому току, в практических расчетах нагрузочные потери можно определять по потокам электрической энергии.  Поскольку нагрузочные потери всецело зависят от объема и режима потребления электрической энергии, т. е. от договорных объемов и режимов электропотребления, их стоимость разумно включать в цену на электрическую энергию по договору купли-продажи электрической энергии, а не на услуги по передаче электрической энергии. Аргументом в пользу такого положения говорит тот факт, что в ином случае предприятие электрических сетей попадают в финансовую зависимость от договорных отношений третьих лиц (покупатель-продавец). Стоит покупателю превысить договорное количество электрической энергии или изменить график электрических нагрузок и предприятие электрических сетей  вынуждено будет оплатить электростанциям  электроэнергию за излишние (неучтенные в тарифе на услуги по передаче электрической энергии) потери в сетях. И, наоборот, при снижении потребления электрической энергии предприятие электрической сети получит прибыль, не обусловленную расходами на содержание сетей.

Второй  несогласованностью является объём электроэнергии, израсходованной на потери. Данная несогласованность возникает как в период прогнозирования балансов электрической энергии, которые необходимы для расчетов тарифов или для заключения договоров, так и при фактических взаиморасчетах на потребительском рынке электрической энергии. Несогласованность проявляется в силу многофакторной модели формирования потерь в сетях и громоздкости схемы формирования отчетных данных.

Выводы 

Для снятия конфликтных ситуаций по фактору потерь электрической энергии требуется официально утверждённая методика. Данная методика должна быть применима в следующих случаях: 

1. Составление баланса электрической энергии на планируемый период для расчета цен и тарифов на рынках электрической энергии.

2. Расчет потерь электрической энергии по уровням потребления, принимаемым при заключении договоров на куплю-продажу электрической энергии;

3. Расчет потерь электрической энергии по уровням потребления, принимаемым при заключении договоров на услуги по передаче электрической энергии;

4. Расчет потерь на отклонения договорных объемов купли-продажи электрической энергии;

5. Расчет потерь на отклонения от нормальной схемы электриче-ских сетей по цепочкам передачи электрической энергии.

Вопрос учета энергию потерь электрической энергии в сетях в тарифах (ценах) на электрическую энергию – это вопрос специальных исследований и не может поместиться в формате рассматриваемой темы.

11. Качество обслуживания и тарифы

Энергоснабжение потребителей связано с определенной системой показателей по качеству обслуживания, регламентированного определенным перечнем стандартов качества. Одни потребители ограничиваются только параметрами отклонения напряжения в сети от номинального уровня, другие требуют более широкого набора параметров по качеству и бесперебойности энергоснабжения. 

Естественно, потребитель, ставящий в договоре на услуги по передаче электрической энергии особые условия по качеству обслуживания, поставит и условие компенсации ему убытков, причиненных в результате нарушения договорных условий по качеству обслуживания.

Соответственно, предприятие электрических сетей при регулировании тарифов поставит вопрос о включении в тарифы расходов на страхование рисков, связанных с параметрами качества обслуживания.

Тарифная политика должна исходить из набора вариантов:

1. Страхование рисков, связанных с качеством обслуживания по-требителей, не включать в состав тарифов на услуги по передаче электрической энергии. Выплата неустойки потребителям при нарушении стандартов качества должна осуществляться за счёт результатов финансовой деятельности данного предприятия сетей.

2. Страхование рисков, связанных с качеством обслуживания по-требителей, включать в состав тарифов на услуги по передаче электрической энергии, исходя из прогноза аварийности по со-стоянию электрических сетей, но учитывать эти расходы в тарифах для каждого потребителя услуг единой надбавкой.

3. Страхование рисков, связанных с качеством обслуживания потребителей, включать в состав тарифов на услуги по передаче электрической энергии только для тех потребителей, которые выдвигают повышенные требования по уровню качества энергоснабжения.

Первый вариант оправдан, когда рынок электрической энергии однороден по составу потребителей и уровню надёжности их обслуживания, а состояние сетей не вызывает сомнений относительно высокого уровня их устойчивости. Однако, если на данном потребительском рынке имеется хотя бы один потребитель с более высокими, чем остальные потребители, требованиями по надёжности, применение первого варианта недопустимо, поскольку его использование приведет к перекрестному субсидированию потребителей. Применение первого варианта и в случаях, когда электрические сети изношены или (и) при отсутствии резервных источников недопустимо, поскольку приведет к банкротству данного предприятия электрических сетей.

Второй вариант направлен на повышение устойчивости работы элек-трических сетей, но связан с перекрестным субсидированием и может быть использован только на период приведения электрических сетей в состояние, соответствующее требованиям по качеству.

Третий вариант наиболее соответствует тарифной политике, где не приветствуется ценовая дискриминация потребителей, а поэтому может считаться наиболее приемлемой, хотя и требует значительной работы по сбору и согласованию исходных данных. Третий вариант ставит потребителя в условия, когда он же и должен профинансировать страхование своих производственных рисков, а это означает, что потребитель приобретает качества пользователя сети. В таком качестве он вынужден будет сам заботиться об уровне надежности и о соблюдении стандартов качества своего энергоснабжения. Пользователь сети в отличие от потребителя услуг не заинтересован в банкротстве предприятия электрических сетей, через сети которого он получает электрическую энергию, поэтому пользователю сети больше подходит третий вариант, нежели остальные два, поскольку сеть становится для него открытой и доступной, что является необходимым условием для дерегулирования сети.

12. Методы регулирования тарифов на услуги по передаче электрической энергии

В практике государственного регулирования естественных монополий  наиболее освоены три модели регулирования тарифов на услуги по передаче электрической энергии по электрическим сетям.

1. Сверху вниз. Этот метод основан  на основе рассмотрения экономически обоснованных расходов. 

При этом методе компания не имеет стимулов к снижению расходов и расширению бизнеса, а также к рационализации и повышению эффективности сети, что было показано выше.

2. Метод индексирования. При этом методе компания имеет стимулы к экономии, но стимулы к расширению и повышению эф-фективности остаются низкими.

3. Контрактные тарифы (снизу вверх)

При этом методе сетевая компания становится исполнителем требований потребителей в части повышения эффективности сети в меру совершенствования контрактного обслуживания потребителей и наличия у потребителей инвестиционных сигналов по расширению и повышению эффективности работы потребительского рынка электрической энергии, включая всю его инфраструктуру.

Вместо резюме

В результате выбора правильных параметров тарифной политики потребительский рынок электрической энергии будет способен выполнять три основные задачи:

• Подача сигналов об уровне экономической эффективности каждого сектора рынка электрической энергии, созданного на основе данной электрической сети

• Достаточность доходов, получаемых предприятием электриче-ских сетей, для повышения эффективности электропередачи.

• Оценка уровня эффективности государственного регулирования. 

Если все эти задачи решаются, исходные позиции для формирования инфраструктуры потребительского рынка выбраны правильно и данный потребительский рынок может работать в условиях дерегулирования.

Литература:

1. Экономика. Принципы, проблемы и политика. Кэмпбелл Р. Макконнелл, Стенли Л. Брю. Москва, изд. «Республика» 1993 год

2. Экономика энергетики СССР. Под редакцией А.Н. Шишова. Москва. Высшая школа 1986 год.

3. Рынок в электроэнергетике: проблемы развития генерирующих мощностей. Л.С. Беляев, С.В. Подколокольников. Новосибирск, «Наука» 2004 год.