// Промышленная энергетика. – 2007. – № 2.– С. 28.

 

РЕФОРМА ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ И ПРАВА ПОТРЕБИТЕЛЕЙ

Кудрин Б. И., доктор техн. наук

Московский энергетический институт (технический университет)

 

В последнее время при обсуждении проб­лем электроэнергетики на самом высоком уровне стали говорить о приоритете потреби­теля. Выступая в октябре 2006 г. на Всероссий­ском совещании руководителей энергокомпаний, посвященном подготовке к осенне-зимнему пе­риоду, А. Чубайс отметил роль потребителя: "... мы – для потребителя, а не наоборот. Только для него мы, собственно, существуем... Любые наши действия ни в коем случае не должны ухудшить ситуацию для потребителя". Однако в действительности все не совсем так. Проанализируем это на примерах технологи­ческого присоединения, заключения договор­ных отношений, обеспечения надежности электроснабжения, ожидаемого возврата опла­ты за реактивную мощность.

Стратегия развития электроэнергетики по-прежнему опирается на многолетней давно­сти убеждение, что концентрации мощностей принадлежит будущее [1], что концепция пла­на ГОЭЛРО [2] в своей основе пригодна для любого этапа развития страны и не следует рассредоточивать генерирующие мощности и сокращать разветвленность низковольтных се­тей глубинки [3,4]. В постановлении Прави­тельства РФ от 27 декабря 2004 г. №861 "Об утверждении Правил недискриминационного доступа к услугам по передаче электрической энергии и оказания этих услуг, Правил неди­скриминационного доступа к услугам по опе­ративно-диспетчерскому управлению в элект­роэнергетике и оказания этих услуг, Правил недискриминационного доступа к услугам ад­министратора торговой системы оптового рын­ка и оказания этих услуг и Правил техноло­гического присоединения энергопринимающих устройств (энергетических установок) юридиче­ских и физических лиц к электрическим се­тям" (опубликовано 19.01.05) декларируется защита прав потребителей электрической энергии в соответствии со статьями 20, 21, 25 и 26 Федерального закона "Об электро­энергетике" (ФЗ-35). Но в постановлении нет даже попытки классифицировать потребителей [4,5], а без этого сложно уравновесить их ин­тересы и интересы субъектов электроэнергетики.

Мероприятия по технологическому присое­динению включают в себя: а) разработку схе­мы электроснабжения; б) технический осмотр (обследование) присоединяемых энергопринимающих устройств; в) подготовку и выдачу технических условий; г) выполнение техниче­ских условий; д) фактические действия по присоединению и обеспечению работы энергопринимающего устройства; е) проверку вы­полнения технических условий и составление акта о технологическом присоединении. Следу­ет обратить внимание на то, что мероприятия по п. "г" должны осуществляться как потре­бителем, чье энергопринимающее устройство присоединяется, так и сетевой организацией.

Технические условия, являющиеся неотъем­лемой частью договора, прежде всего, должны содержать:

схемы выдачи или приема мощности с указанием точек присоединения к электриче­ской сети (линий электропередачи или базо­вых подстанций);

обоснованные требования к усилению су­ществующей электрической сети в связи с присоединением новых мощностей (включая строительство новых линий электропередачи, подстанций, увеличение сечения проводов и кабелей, повышение мощности трансформато­ров, расширение распределительных устройств, установку компенсирующих устройств для обеспечения качества электроэнергии).

Что касается разработки схемы электро­снабжения, то здесь возникает существенное разногласие в понимании прав потребителя [6,7]. Дело в том, что схем – две. Первую схему (до границы раздела "потребитель –энергоснабжающая организация") потребитель разработать не может, поскольку она не отно­сится к его хозяйству. Это должна сделать сертифицированная проектная организация субъекта электроэнергетики. Вторую схему (вниз от границы раздела), охватывающую все уровни электроснабжения: вводное устройство (щит) низкого напряжения – 2УР, трансфор­маторы 10(6)/0,4кВ – ЗУР, подстанции 6–10 кВ, ГПП 35–220 кВ, безусловно, дол­жен выполнять потребитель. Но почему он, нарушая Гражданский кодекс РФ, должен раз­рабатывать проект внешнего электроснабже­ния, оплачивать строительство генерирующих мощностей, сетей и подстанций (вновь соору­жаемых и реконструируемых)? Например, в Москве всем, кто с 01.10.2006 г. соберется что-либо построить, придется дополнительно в среднем выплачивать за 1 кВт от 39 до 45 тыс. руб. Такой подход нанесет удар по жилищно-коммунальному хозяйству и малому бизнесу, особенно в глубинке России, где сей­час почти 20 млн. человек не имеют надежно­го электроснабжения, а иногда и вообще ни­какого.

В сентябре 2006 г. вышли в свет "Правила функционирования розничных рынков электри­ческой энергии в переходный период рефор­мирования электроэнергетики" (утверждены постановлением Правительства РФ от 31 августа 2006 г. № 530)* , в которых сформулирова­на главная цель: "обеспечение устойчивого функционирования электроэнергетики, качест­венного и надежного снабжения потребителей электрической энергией". В очередной раз провозглашены равноправие и взаимная выго­да отношений потребителей и субъектов элек­троэнергетики. Правилами даны определения терминов: "покупатели электрической энер­гии", "производитель (поставщик) электриче­ской энергии", "субъекты розничных рынков", "точка поставки на розничном рынке". Та­ким образом, юридически определены шестой уровень (6УР) системы электроснабжения, или граница раздела "предприятие - энергосистема" (здесь электроэнергия в явном виде представ­ляется как товар), а также место в электриче­ской сети на границе балансовой принадлеж­ности энергопринимающих устройств (ЭУ) покупателя электроэнергии (либо лица, в чьих интересах совершается покупка или продажа электроэнергии), которое является "местом ис­полнения обязательства по поставке электри­ческой энергии и (или) оказанию услуг...".

В определение "производитель (постав­щик) электрической энергии" включены не то­лько владельцы генерирующих объектов, но и юридические лица, являющиеся собственника­ми электрической энергии (мощности) или об­ладающие правом осуществлять ее продажу. Такое утверждение материализует электроэнер­гию, ставя ее в один ряд, например, с дрова­ми (применительно к электроплавке или элек­троотоплению).

Термин "энергоснабжающая организация" подразумевает субъект розничного рынка, со­вмещающий продажу потребителям произве­денной или купленной электроэнергии с дея­тельностью по ее передаче. Этим фактически признается, что не всегда можно разделить конкурентные (производство и сбыт) и моно­польные (услуги по передаче электроэнергии и оперативно-диспетчерскому управлению) ви­ды деятельности (как того требуют принципы реформирования электроэнергетики), а также то, что они могут находиться в одних руках. Неоднозначность видов деятельности — это ценологическое свойство, что требует учиты­вать ограничения, накладываемые на электро­энергетику и на электрику постулатами тре­тьей научной картины мира.

В Правилах указаны субъекты розничных рынков: потребители электрической энергии; гарантирующие поставщики; энергосбытовые организации; энергоснабжающие организации; исполнители коммунальных услуг; сетевые ор­ганизации и иные владельцы объектов электро­сетевого хозяйства; производители (поставщики) электрической энергии, продажа которой не осуществляется на оптовом рынке; системный оператор и иные субъекты оперативно-диспет­черского управления в технологически изолиро­ванных территориальных электроэнергетических системах. При этом потребители поставлены на первое место.

Гарантирующий поставщик (ГП) в соответ­ствии с Федеральным законом "Об электро­энергетике" должен быть в каждом регионе, на него возложено обеспечение электроснаб­жения потребителей в условиях реформирова­ния. Это — коммерческая организация, обя­занная заключить договор купли-продажи электроэнергии с любым обратившимся к нему потребителем. ГП осуществляет поставку электроэнергии покупателям на территории своей зоны деятельности по публичным дого­ворам, т. е. в соответствии со статьей 426 Гражданского кодекса РФ он обязан заклю­чить такой договор с потребителем. В случае отказа потребитель вправе обратиться в суд. Другие энергосбытовые и энергоснабжающие организации, действующие на той же террито­рии, свободны в заключении договоров, т. е. потребитель не вправе настаивать на этом. ГП может отказаться от заключения договора при отсутствии технологического присоедине­ния соответствующих ЭУ к электрическим се­тям (в установленном порядке) или при на­хождении точек поставки на розничном рынке вне зоны деятельности ГП. Об отказе он обя­зан уведомить заявителя в письменной форме в пятидневный срок со дня обращения (с указанием причин). Если потребитель не по­лучил ответа, он имеет право обратиться в суд.

Такой порядок регулируют "Правила техно­логического присоединения энергопринимающих устройств (энергетических установок) юриди­ческих и физических лиц к электрическим се­тям" (утверждены постановлением Правитель­ства РФ от 27 декабря 2004 г. № 861). В соответствии с п. 15 этого документа техниче­ская возможность присоединения отсутствует при наличии в сетевом узле ограничений на присоединяемую мощность (они возникают, если полное использование мощности всех ранее присоединенных потребителей может привести к перегрузке оборудования сетевой организации). Таким образом, вопросы введе­ния ограничений по мощности решаются в основном на этапе технологического присое­динения, а не заключения договора с ГП.

Потребитель по желанию может заключить с ГП договор энергоснабжения или договор купли-продажи (поставки) электроэнергии, различающиеся обязанностями поставщика. В первом случае ГП должен осуществлять про­дажу потребителю электроэнергии и оказывать услуги по ее передаче, а также другие услу­ги, связанные с электроснабжением (самостоя­тельно или с привлечением третьих лиц). При этом в его функции входит урегулирование всех отношений (по передаче электроэнергии и оперативно-диспетчерскому управлению) с соответствующими субъектами электроэнергети­ки или собственниками электросетевых объек­тов. Покупатель обязан оплачивать приобретае­мую электроэнергию и оказанные услуги. Такая форма взаимоотношений близка существовавшим до реформирования электроэнергетики и наиболее понятна и удобна большинству потре­бителей, хотя чаще всего менее выгодна эконо­мически.

Во втором случае ГП обязуется лишь от­пустить (поставить) электроэнергию покупате­лю, а тот должен ее оплатить. Урегулирова­ние отношений с другими организациями, связанных с оперативно-диспетчерским управ­лением и передачей электроэнергии, входит в функции потребителя.

Таким образом, потребитель имеет возмож­ность выбрать наиболее удобную и выгодную для него форму договора и заключить его с ГП или с другой энергосбытовой (энергоснабжающей) организацией. Договор оформляется в письменной форме (за исключением догово­ра с потребителем-гражданином) и считается заключенным по факту оплаты электроэнер­гии. В договоре энергоснабжения (договоре купли-продажи электрической энергии) поми­мо других условий должны быть определены:

порядок согласования договорного объема потребления электрической энергии;

порядок компенсации стоимости отклоне­ний фактического объема потребления элект­рической энергии от договорного;

дата и время начала исполнения обяза­тельств по договору каждой из сторон;

срок исполнения покупателем обязательства по оплате электрической энергии (срок плате­жа).

Правилами установлено, что покупатель должен заявить ГП договорный объем потреб­ления электрической энергии (мощности) с помесячной детализацией не позднее, чем за 2 мес. до начала очередного периода регулиро­вания тарифов. Стоимость отклонений факти­ческого потребления от договорного покупатель компенсирует в соответствии с правилами, утверждаемыми федеральным органом испол­нительной власти в области регулирования та­рифов.

Потребители, чья присоединенная мощ­ность превышает 750 кВА (в единых грани­цах балансовой принадлежности), или обслу­живающие их энергосбытовые организации должны в определенном договором порядке уведомлять ГП о договорных почасовых объе­мах потребления электроэнергии и компенси­ровать стоимость отклонений от них фактиче­ских объемов потребления. Таким образом, для потребителей становятся крайне актуальными вопросы прогнозирования объемов элек­тропотребления в различных временных ин­тервалах, что, по существу, требует (для крупных и средних потребителей) создания специальных служб.

В договоре потребителя с ГП должно пре­дусматриваться его право перейти на обслу­живание к другой энергосбытовой организа­ции, которая также обязана урегулировать отношения по купле-продаже электроэнергии с ГП. В Правилах указано: "... лицо, реализу­ющее право перехода на обслуживание к энергосбытовой организации, несет риск вы­бора недобросовестного поставщика электри­ческой энергии и отвечает перед третьими лицами за убытки, возникшие у них в связи с таким выбором...". Поэтому ему необходимо удостовериться, есть ли у энергосбытовой ор­ганизации право на распоряжение электриче­ской энергией, которое подтверждается, в част­ности, наличием у нее заключенных договоров, обеспечивающих приобретение электроэнергии на оптовом, розничном рынках или у другой энергосбытовой организации (гарантирующего поставщика). Потребитель вправе требовать такие документы у энергосбытовой организа­ции или обратиться к сетевой организации, которая запросит эти сведения у администра­тора торговой системы оптового рынка либо у ГП.

При отсутствии у энергосбытовой органи­зации права на распоряжение электроэнергией покупатель несет ответственность за ее по­требление без заключения договора. Сетевая организация, к которой присоединен такой по­требитель, обязана уведомить его об этом и потребовать заключить договор с ГП или с другой энергосбытовой организацией, а также оплатить фактический объем потребления элек­троэнергии за соответствующий период. Та­ким образом, Правила препятствуют появле­нию на розничных рынках недобросовестных энергосбытовых организаций, что, в принципе, возможно в сложных условиях переходного периода.

Отметим очень важное для потребителя обстоятельство, касающееся надежности элект­роснабжения. В Правилах используется поня­тие "категория надежности", но без ссылки на ПУЭ. Категория надежности устанавливает­ся в договоре оказания услуг по передаче электрической энергии или в договоре энерго­снабжения, и сюда же должны быть включе­ны обязательства по ее обеспечению, в том числе допустимое число часов отключения в год и срок восстановления энергоснабжения. Категорийность снабжения потребителя элект­роэнергией в Правилах (п.113) определяется следующим образом:

"Первой категорией надежности предусмат­ривается необходимость обеспечения беспре­рывного режима работы энергопринимающих устройств, перерыв снабжения электрической энергией которых может повлечь угрозу жизни и здоровью людей, угрозу безопасно­сти государства, значительный материальный ущерб. Условиями второй категории надеж­ности предусматривается необходимость обес­печения надежного функционирования энерго­принимающих устройств, перерыв снабжения электрической энергией которых приводит к недопустимым нарушениям технологических процессов производства. Энергоснабжение по­требителей, не отнесенных к первой или вто­рой категориям надежности, осуществляется по третьей категории надежности.

Для первой и второй категорий надежно­сти допустимое число часов отключения в год и сроки восстановления энергоснабжения определяются сторонами в зависимости от конкретных параметров схемы электроснабже­ния, наличия резервных источников питания и особенностей технологического процесса по­требителя, но не могут быть более соответст­вующих величин, предусмотренных для тре­тьей категории надежности. Для третьей категории допустимое число часов отключе­ния в год составляет 72 часа, но не более 24 часов подряд, включая срок восстановления энергоснабжения, за исключением случаев, когда для производства ремонта объектов электросетевого хозяйства необходимы более длительные сроки, согласованные с федераль­ным органом исполнительной власти по госу­дарственному энергетическому надзору".

В этом же пункте Правил отмечено, что если условием договора о первой или второй категории надежности предусмотрено наличие резервного источника электроснабжения, он устанавливается потребителем и поддержива­ется в состоянии готовности к использованию при отключении или введении ограничения потребления электроэнергии. В случае невы­полнения потребителем указанного требования резервный источник устанавливается и обслу­живается сетевой организацией, но за счет соответствующего потребителя, а при внерегламентных отключениях электроэнергии до установки такого источника сетевая организа­ция не несет ответственности за нарушение условия договора о категории надежности. Та­ким образом, обеспечение условий надежно­сти по первой или второй категории фактиче­ски возложено на потребителя.

В случаях ограничения режима потребления электроэнергии сверх сроков, определенных ка­тегорией надежности снабжения (согласованной в договоре), и нарушения установленного по­рядка этого ограничения, а также при откло­нениях показателей качества электроэнергии больше значений, установленных технически­ми регламентами и иными обязательными требованиями, лица, не исполнившие обязате­льства, несут ответственность, предусмотрен­ную законодательством РФ и договорами. Следовательно, в договор желательно вклю­чить условия о введении штрафных санкций (неустойках) при нарушении этих положений. Здесь может применяться статья 547 ГК РФ.

Для потребителя данные решения крайне важны, хотя и негативны. Дело в том, что они еще больше освобождают субъектов элек­троэнергетики от ответственности за переры­вы и сбои в электроснабжении из-за провалов напряжения. В главе 1.2 ПУЭ всех изданий, предшествовавших седьмому, независимый ис­точник питания определялся как источник, на котором сохраняется напряжение при исчезно­вении его на других источниках. В этом по­нятии не указывалось на необходимость со­хранения напряжения в регламентированных пределах при кратковременных возмущениях. Но у потребителя был повод обосновывать свои претензии, связанные с кратковременны­ми перерывами питания. Он считал, что по­скольку в ПУЭ указано, что напряжение на независимом источнике питания должно со­храняться при его исчезновении на другом, то это сохраняемое напряжение не должно нару­шать работу всех электроприемников, т. е. по­лагал, что в этом случае энергосистема не обеспечила наличия двух независимых источ­ников. Поэтому в седьмом издании ПУЭ §1.2.10 был принят в следующей редакции: "независимый источник питания – источник питания, на котором сохраняется напряжение в послеаварийном режиме в регламентирован­ных пределах при исчезновении его на дру­гом или других источниках питания". Тем самым подчеркивается, что на аварийные ре­жимы понятие независимых источников пита­ния не распространяется. Требования ПУЭ о числе независимых источников питания сохра­няются, но к проблеме защиты потребителей от воздействия кратковременных возмущений отношения не имеют. Выполнение этих требо­ваний не гарантирует бесперебойного электро­снабжения потребителя. Постановление № 530 в еще большей степени усугубляет положе­ние, делая расплывчатым понятие надежности электроснабжения.

Обратим внимание на крайне затратный для потребителя дополнительный п. 14, где, в частности, говорится: "Потребители услуг – покупатели электрической энергии должны со­блюдать значения соотношения потребления активной и реактивной мощности, определен­ные в договоре в соответствии с порядком, утвержденным федеральным органом исполни­тельной власти, осуществляющим функции по выработке государственной политики в сфере топливно-энергетического комплекса... По фак­ту выявления сетевой организацией на осно­вании показаний приборов учета нарушений значений соотношения потребления активной и реактивной мощности составляется акт, ко­торый направляется потребителю услуг. По­требитель услуг в течение 10 рабочих дней с даты получения акта письменно уведомляет о сроке, в течение которого он обеспечит со­блюдение установленных характеристик путем самостоятельной установки устройств, обеспе­чивающих регулирование реактивной мощно­сти, или о невозможности выполнить указан­ное требование и согласии на применение повышающего коэффициента к стоимости услуг по передаче электрической энергии". Таким образом, после принятия соответствую­щих нормативных документов от потребителя вновь потребуется компенсировать реактивную мощность для снижения потерь в не принад­лежащих ему электрических сетях.

Поясним это, имея в виду, что участвую­щие в обсуждении данного вопроса неспециа­листы [8], хотя и стоящие на позициях потре­бителя и даже пытающиеся защитить его, убеждены, что потребитель потребляет реак­тивную энергию из сети [9]. Фактически же еще в начале прошлого века было доказано, что при постоянной индуктивности L и со­противлении r = 0 в цепи переменного тока i=Imsin ωt (где Iт – амплитудное значение тока), т.е. при отсутствии потерь в катушке происходит лишь периодический переход энергии извне к катушке (от энергосистемы к потребителю) и обратно (от потребителя к энергосистеме). Следовательно, средняя мощ­ность (при φ = π/2 = 90°)

P=UIcos 90° = 0,

где U и I – эффективные значения напряжения и тока; φ – угол (фаза) отставания тока от на­пряжения.

Реактивная энергия Q = LIm2/2.

Промежутки времени, в течение которых энергия извне передается индуктивной катуш­ке, чередуются с такими же промежутками, когда она возвращается обратно, при этом ток возрастает от 0 до своего максимального зна­чения за четверть периода Т. Реактивная мощ­ность представляет собой произведение реак­тивной слагающей напряжения (проекции вектора напряжения на направление, перпен­дикулярное направлению вектора тока) и тока: Q= U sin φ I.

Таким образом, процессы намагничивания с накоплением энергии и размагничивания с ее отдачей чередуются. Каждую четверть пе­риода потребитель потребляет реактивную энергию от энергосистемы, а в следующую четверть – возвращает ее энергосистеме. За что он должен платить, если не расходует ре­активную мощность?

Еще в 30-х годах прошлого столетия было рассчитано, что увеличение cos φ, например, с 0,6 до 0,9 позволяет снизить мощность под­станций на 14 % и уменьшить их число на 26 %. Поэтому децентрализованная установка конденсаторов на стороне высокого напряже­ния – всегда наивыгоднейшее экономическое решение.

В то время считалось допустимым для промышленных предприятий работать на гра­нице раздела 6 УР с cos φ = 0,85, учитывая, что установившиеся режимы синхронных ге­нераторов локальных энергосистем устойчивы. За превышение этого значения полагалась скидка с тарифа, за снижение – надбавка. Был период, когда предприятие не поощряли и не наказывали, если его соs φ находился в пределах 0,92–0,95 при питании от сетевых районных подстанций, и давали возможность работать с cos φ = 0,85 при питании на гене­раторном напряжении с шин ТЭЦ (ГРЭС).

Компенсирующее оборудование (статиче­ские конденсаторы, синхронные компенсаторы и др.) устанавливали на предприятиях только с разрешения энергосистемы. Если она за­прещала установку (что определялось режимом работы узла нагрузки), а коэффициент мощности электроустановок предприятий не достигал 0,85, то предприятие освобождалось от надбавки. Особая нормируемая льгота на­значалась в том случае, если предприятие с разрешения энергосистемы повышало средне­взвешенный коэффициент мощности с помо­щью синхронных компенсаторов (используя генераторы промышленных электростанций или синхронизацию асинхронных двигателей).

При определении cos φ на 6 УР следует учитывать, что у двухполюсных отечественных турбогенераторов при номинальном напряже­нии номинальный коэффициент мощности со­ставляет 0,8–0,9 (у широко распространен­ных на промышленных ТЭЦ генераторов серий ТВ и ТВФ номинальной мощностью от 30 до 60 МВт он равен 0,8, у генераторов 100÷500 МВт – 0,85 и лишь у костромского генератора 1200 МВт – 0,9). Следовательно, работа синхронных генераторов на потребите­ля с коэффициентом мощности 0,8–0,9 не яв­ляется чрезвычайной, переход же от непрерыв­ного управления режимом ЕЭС к дискретному дает возможность по-иному рассматривать во­прос компенсации. Расчеты, проводимые са­мими промышленными предприятиями, пока­зывают, что cos φ у генераторов должен быть на уровне 0,88 (tg φ = 0,55), но не выше 0,90. Энергосистема, заведомо зная, что предприя­тие не уложится в задаваемый cos φ = 0,95 (tg φ = 0,4), получает возможность штрафовать его за недокомпенсацию и отключать у него компенсирующие устройства в те или иные периоды при снижении активной мощности или повышении напряжения на подстанции.

Запишем балансовые уравнения компенса­ции реактивной мощности:

ΣPr = ΣPн + ΣΔP + Pрез;

ΣQr + ΣQк + ΣQв.л = ΣQн + ΣΔQ + Qрез,

где ΣPr, ΣQr – суммарные активная и реактив­ная нагрузки генераторов электростанций; ΣPн, ΣQн – суммарные потребляемые активная и реактивная мощности; ΣΔP, ΣΔQ – суммарные потери активной и реактивной мощности; ΣQк – суммарная мощность компенсирующих устройств; ΣQв.л – реактивная мощность, гене­рируемая воздушными линиями напряжением ПО кВ и выше; Ррез, Qрез – резерв активной и реактивной мощностей.

Руководствуясь балансом, не потребует ли исполнительная власть возвращения в нор­мативные документы требований об оснаще­нии электрических сетей компенсирующими устройствами до 0,6 квар/кВт и сохранится ли в целом оснащенность 0,2–0,3 квар/кВт?

Итак, можно констатировать, что введение платы за реактивную мощность практически означает следующее:

потребители будут платить за электроэнер­гию второй раз, так как в тарифе уже учтены потери и, следовательно, затраты, связанные с передачей электрической энергии;

субъекты электроэнергетики (ОАО "ФСК ЕЭС") будут настаивать на заданном значении коэффициента мощности (или tg φ) на границе раздела "предприятие – энергоснабжающая ор­ганизация", поэтому в очередной раз попыта­ются возложить на потребителя выполнение услуг по обеспечению эффективности своей работы, при этом от установки потребителем компенсационных устройств на границе разде­ла потери в его сетях не снизятся;

величина компенсации будет определяться по условиям, экономически выгодным энерго­системе (исходя, по существу, из реанимиро­ванного понятия "народно-хозяйственный эф­фект"), и в этом случае весь эффект от управления реактивной мощностью получат субъекты энергетики;

в отдельных случаях энергосистема будет настаивать на отключении компенсационных устройств у потребителя, ссылаясь на повы­шение напряжения из-за перекомпенсации. Следовательно, у потребителя возникнут за­траты на регулирование реактивной мощности, что приведет к увеличению его эксплуатационных затрат.

Таким образом, сложилась устойчивая тенденция возлагать затраты, связанные с расширением собственности субъекта электроэнергетики, на потребителя. В конечном счете это сдерживает рост промышленного производства, и прежде всего малого бизнеса, вызываете определенное социальное напряжение, в принципе исключает возможность надежно элект­рифицировать всю Россию, включая глубинку.

 

Список литературы

1. Гуревич П. Основные вопросы электрической поли­тики в послевоенную эпоху в России. – Электри­чество, 1913, № 1.

2. Кржижановский Г. Об электрификации (Речь на 8-м Съезде Советов). – М.: ГИЗ, 1921.

3. Кудрин Б. И. План ГОЭЛРО и развитие топлив­но-энергетического комплекса страны. – Промыш­ленная энергетика, 1992, № 12.

4. Кудрин Б. И. О Государственном плане рыночной электрификации России (ГОРЭЛ). – М.: Изд-во ин-та народно-хоз. прогнозир. РАН, 2005.

5. Кудрин Б. И. О технологическом присоединении к электрическим сетям. – Электрика, 2002, № 4.

6. Кудрин Б. И. К вопросу о Правилах доступа потре­бителей электрической энергии к услугам субъектов электроэнергетики. – Электрика, 2005, № 6.

7. Кудрин Б. И. О пакете новых нормативных доку­ментов, заменяющих Правила пользования электри­ческой и тепловой энергией. – Промышленная энергетика, 2005, № 8, 9.

8. Иванов М. Энергетический гамбит. – Российская газета, 2006 г., 2 декабря.

9. Кудрин Б. И. История компенсации реактивной мощности. Комментарий главного редактора. – Электрика, 2001, №6.

 

* Официальный текст опубликован в Российской газете 8.09.2006 г.