// Электрика. – 2007. – № 8.–
С. 3–8.
Дискриминация потребителей электроэнергии при "недискриминационном" доступе к
услугам по её передаче
А.И. Сюсюкин
В последние годы к
основному пакету законов о реформировании электроэнергетики [1–4] принят ряд
подзаконных актов, устанавливающих правила и методы достижения целей и решения
поставленных в них задач. О том, что некоторые положения этих законов носят
односторонний характер, зачастую игнорируют интересы потребителей электроэнергии
(далее – потребитель) и могут привести к негативным последствиям для экономики
России, широко обсуждалось и обсуждается в прессе и в специальных изданиях
(например, [5–17]). Однако вместо корректировки таких положений Правительство
РФ в новых нормативных документах [18–20] усиливает негативные воздействия на
потребителей, хотя в преамбулах утверждается, что они направлены на защиту прав
потребителей от действий монополий. Приведём несколько примеров.
В соответствии с
Гражданским кодексом (ст. 426) [4] договор об энергоснабжении является публичным, т. е. обязательным к
заключению для энергоснабжающих организаций. Однако во всех нормативных
документах оговаривается: "при
наличии технической возможности". В п. 28 "Правил технологического присоединения энергопринимающих
устройств (энергетических установок) юридических и физических лиц к
электрическим сетям" (в редакции [20]) приведены критерии наличия технической возможности технологического
присоединения потребителей к электрическим сетям энергоснабжающих организаций и
сетевых организаций:
"а) сохранение условий электроснабжения (установленной категории надёжности
электроснабжения и сохранения качества электроэнергии) для прочих потребителей,
энергопринимающие установки которых на момент подачи заявки заявителя
присоединены к электрическим сетям сетевой организации или смежных сетевых
организаций;
б) отсутствие ограничений
на присоединяемую мощность в объектах электросетевого хозяйства, к которым
надлежит произвести технологическое присоединение;
в) отсутствие
необходимости реконструкции или расширения (сооружения новых) объектов
электросетевого хозяйства смежных сетевых организаций либо строительства
генерирующих объектов для удовлетворения потребности заявителя".
Пункты a) и в)
не могут быть критериями, поскольку тогда лишается смысла выдача технических
условий на технологическое присоединение потребителя, в которых сетевая
организация в соответствии с требованиями п. 25 того же документа
устанавливает:
· схемы выдачи и точки присоединения;
· обоснованные требования к усилению
существующей электрической сети в связи с присоединением новых мощностей
(строительство новых линий электропередач, подстанций, увеличение сечения
проводов и кабелей, замена или увеличение мощности трансформаторов, расширение
распределительных устройств, установка устройств регулирования напряжения для
обеспечения надёжности и качества электроэнергии), обязательные для исполнения
сетевой организацией;
· требования по устройству учёта
электроэнергии, релейной защиты противоаварийной и режимной автоматики и ряд
других требований.
Только подпункт б) в
какой-то степени можно отнести к критерию технической возможности, да и то,
если не выполняется п. 30 документа или если присоединяемая мощность гораздо
более 750 кВА. Градацию потребителей по условиям технологического присоединения
к электрической сети можно было бы принять в соответствии с предложениями [14]:
Все материальные затраты
на выполнение указанных мероприятий входят в размер платы за технологическое
присоединение энергопринимающих устройств потребителя к электрическим сетям.
При этом первый опыт взимания таких плат показал невероятные аппетиты
монополий. Так, в Москве плата за технологическое присоединение на среднем
напряжении при мощности более 750 кВт составляет 39,2 тыс. руб/кВт, на низком
напряжении при мощности более 30 кВт – 45,1 тыс. руб/кВт. За такую плату можно
построить и генерирующие мощности, и сетевую составляющую электроснабжения,
вообще не вкладывая собственные средства монополии в развитие генерации и
электрических сетей. Конечно, если потребитель запрашивает значительные
мощности, например, свыше 10000 кВт, то плата за технологическое присоединение
и технические условия должны осуществляться по индивидуальному проекту, как это
и предусмотрено п. 30 документа.
Другой пример – потребитель
обязан оснастить энергопринимающие устройства системами контроля и учёта
потребляемой электроэнергии (мощности) и её качества, а также обеспечить их
функционирование, а энергоснабжающая организация только проверит её и
опломбирует, да в последующем изредка проверит, не нарушены ли пломбы. На каком
это рынке потребитель обязан при покупке продукции иметь собственные средства
для измерения количества и качества приобретаемой продукции? Только на рынке
электроэнергии!
Более того, если граница
балансовой и эксплуатационной ответственности находится в электроустановке
сетевой организации, то потребитель должен подать письменное заявление на
установку системы учёта сетевой организации, а последняя в соответствии с п. 30
"Правил недискриминационного
доступа к услугам по передаче электрической энергии и оказанию этих услуг" [18] может дать ему "обоснованный отказ", и
никаких последствий для неё не будет. А вот если потребитель по каким-то
причинам не обеспечит функционирование устройств релейной защиты, противоаварийной
и режимной автоматики, то сетевая организация в соответствии с п. 17 того же
документа вправе приостановить исполнение своих обязательств по договору об
энергоснабжении или вообще отказаться от их исполнения.
И, наконец, последний пример*. В соответствии с
требованиями документов [18–21] сетевая организация определяет (для
потребителей, присоединённых к электрическим сетям до 35 кВ, единолично, а к
сетям напряжением свыше 35 кВ – совместно с соответствующим субъектом
оперативно-диспетчерского управления) соотношения
потребления активной и реактивной
мощности в порядке, установленном Минпромэнерго РФ [21], где определены
предельные значения коэффициента реактивной мощности (tg φ) в часы больших
суточных нагрузок электрической сети в зависимости от напряжения в точке
присоединения потребителя к сети:
110 кВ (154
кВ) 0,5
35 кВ (60
кВ) 0,4
6–20 кВ 0,4
0,4 кВ 0,35.
Этот документ переносит нас в 60–70-е (даже не 80-е!)
годы прошлого столетия, когда в нашем государстве были совершенно иные
производственные и правовые отношения между поставщиками и потребителями
энергии. Но даже в то время специалисты знали, что cos φ и tg
φ в вопросах оптимизации процессов по перетокам реактивной мощности в
сложных электроэнергетических системах – величина, подобная средней температуре
больных по больнице. На основе обобщения научных и практических работ в этой
области было установлено, а затем и закреплено в нормативных документах
положение, что экономическое значение
реактивной мощности, передаваемой в электрическую сеть потребителя из
электроэнергетической системы (Qэi), не зависит от значения коэффициентов cos φ (tg
φ) энергопринимающего устройства потребителя, и эту величину на основании
технико-экономических расчётов всей электрической сети (от генератора до
электроприёмника) надо задавать в именованных единицах (квар). Это положение
является фундаментальным и определяется физическими законами передачи активной
мощности по сетям переменного тока.
При анализе режимов электрической сети по реактивной мощности (РМ) в большинстве случаев необходимо пользоваться графиками РМ, а не средними значениями или относительными величинами tg jср или cos jср, так как при близких по значению tg jср потребители электроэнергии могут иметь совершенно различные режимы работы по РМ (см. графики на рис. 1). Если у первого потребителя максимальная реактивная нагрузка в 2 раза больше, чем у второго, то потери активной мощности, обусловленные передачей реактивной мощности, в этом режиме у него будут в 4 раза больше, чем у первого. Несмотря на то, что P1 = P2, tg jср1 = tg jср2, с учётом представленного графика потери электроэнергии, обусловленные передачей реактивной мощности, у первого потребителя в 2 раза больше, чем у второго. Для первого потребителя необходимо установить источников РМ в 2 раза больше, чем для второго.
Поэтому энергосистема
должна задавать Qэi
в натуральных единицах, а не в относительных, как это имело место раньше (tg jэi). Причину этого можно выяснить на следующем простом
примере (рис. 2). Если
принять, что Rс –
сопротивление электрической сети, Qс
– РМ, передаваемая из энергосистемы в сеть потребителя, Qку – мощность компенсирующих устройств (КУ),
установленных у потребителя, Pp,
Qp – активная и реактивная
нагрузки потребителя, то целевая функция затрат на передачу РМ из энергосистемы
и на установку КУ у потребителя без учёта затрат энергосистемы на генерирование
РМ может быть записана в следующем виде:
,
где Qс – РМ, выдаваемая из энергосистемы в сеть потребителя; (Qp–Qc) = Qку – РМ, вырабатываемая КУ потребителя; C0 – стоимость потерь электроэнергии; Зк – удельная стоимость КУ.
Если в данном выражении взять первую производную по Qс и приравнять её к нулю
,
то определённая при этих условиях Qс и есть Qэ, т. е.
.
Из приведённого выражения видно, что Qэ не зависит ни от Pp, ни от Qp, ни от их отношения tg j, а зависит от соотношения стоимостей (Зк и C0) и характеристик (U, Rc) рассматриваемой сети[1].
Если аналогичную целевую функцию составить с учётом затрат энергосистемы на выработку РМ, то выражение для Qэi примет вид:
где Зс – удельные затраты энергосистемы на 1 квар РМ. Из анализа
последнего выражения следует, что:
· если Зк=Зс, то Qэi=0, т. е. при равенстве удельных затрат на выработку РМ у поставщика и потребителя выгоднее всю необходимую РМ вырабатывать (компенсировать) у потребителя;
· если Зк>Зс, то Qэi>0, т. е. при более высоких удельных затратах на выработку РМ у потребителя часть РМ необходимо поставлять из электрической сети энергосистемы в электрическую сеть потребителя;
· если Зк<Зс, то Qэi<0, т. е. при более низких удельных затратах на выработку РМ у потребителя, чем в энергосистеме, часть РМ выгодно поставлять от потребителя в электрическую сеть энергосистемы.
При оптимизации перетоков реактивной энергии следует учитывать и ряд технических ограничений. Кроме того, в региональных энергосистемах и их объединениях различна экономичность компенсации реактивной энергии в связи с разными техническими характеристиками электрических сетей, сложившимися при создании и развитии [22]. Необходимо разделять задачи оптимизации перетоков реактивной энергии на проектные и эксплуатационные и обеспечить при их решении системный подход [22] (с учётом технических характеристик всей энергосистемы и электрических систем потребителей), а также экономические интересы как поставщиков, так и потребителей РМ (строго говоря, понятия поставщик и потребитель реактивной энергии, в отличие от поставщиков и потребителей активной электроэнергии, являются условными. Известно, что в одну четверть периода в однофазной системе переменного тока реактивная энергии протекает в одном направлении, а в другую четверть периода – в противоположном, а за полпериода или период суммарно она равна нулю. В трёхфазной системе переменного тока, которая в основном используется для передачи активной мощности от генераторов к электроприёмникам, суммарная реактивная энергия в любой момент времени равна нулю).
Выполнить нормы, установленные упомянутым Приказом Минпромэнерго РФ, для большинства потребителей невозможно, поскольку потребуются значительные средства на приобретение и установку КУ, которых у них иногда не хватает даже для своевременной оплаты потреблённой электроэнергии. В электроустановках некоторых сетевых организаций это может привести не к снижению потерь электроэнергии, а к их увеличению и появлению проблем с обеспечением качества электроэнергии, особенно в часы минимальных нагрузок, ведь потребители зачастую не смогут выключить КУ по режимам работы силовых трансформаторов на КТП 6–10/0,4–0,66 кВ (как правило, это предприятия непрерывных производств с высокой степенью загрузки трансформаторов). Но главное, убытки в любом случае будут нести, в основном, потребители: либо за счёт введения для них завышенных тарифов на электроэнергию, либо за счёт дополнительных затрат на монтаж компенсирующих устройств и организацию их эксплуатации. Таким образом, введение административного нормирования коэффициента реактивной мощности, одинакового для всех потребителей (независимо от индивидуальных графиков реактивной энергии) и для всех энергосистем (независимо от их технических характеристик, кроме уровня напряжения в узле подключения), может привести к негативным последствиям не только для потребителей, но и для поставщиков электроэнергии.
Примеры дискриминации потребителей со стороны энергоснабжающих и сетевых организаций на совершенно "законных" основаниях можно продолжать. И изменить что-либо в этом положении возможно только при одном условии – консолидации потребителей, как это имеет место в развитых странах, где для отстаивания своих общих интересов созданы Общества потребителей энергии. Именно эти Общества квалифицированно могут влиять и влияют на создание благоприятных условий, как в сфере энергетического бизнеса, так и в сфере действий законодательной и исполнительной властей. Следует надеяться, что и в России в скором будущем такое Общество будет создано – к сожалению, только тогда, когда потребителям энергии просто станет невозможно жить и выживать.
Список литературы
1.
Федеральный закон от 26.03.03 № 35-ФЗ "Об
электроэнергетике".
2.
Федеральный закон от 26.03.03 № 36-ФЗ "Об
особенностях функционирования электроэнергетики в переходный период и о
внесении изменений в некоторые законодательные акты Российской Федерации и
признании утратившими силу некоторых законодательных актов Российской Федерации
в связи с принятием федерального закона "Об электроэнергетике".
3.
от 26.03.03 № 36-ФЗ от 14.04.95 № 41-ФЗ (в редакции ФЗ от 11.02.99 № 33-ФЗ, от
10.01.03 № 6-ФЗ, от 26.03.03 № 38-ФЗ) "О государственном регулировании на
электрическую и тепловую энергию в РФ".
1.
Гражданский Кодекс РФ. Ч. 2 (в редакции ФЗ от 26.03.03
№ 37-ФЗ).
2. Милов В. С. Сценарии развития реформ
в электроэнергетике России //Вести в электроэнергетике. 2004. № 6. С. 30–33.
3. Осика Л. К. Какие рыночные отношения
возможны в электроэнергетике? Взгляд инженера //Электрика. 2005. № 1. С. 8–18.
4. Кучеров Ю. Н. Анализ условий обеспечения
надёжности электроснабжения при реформировании отрасли //Энергетик. 2005. № 4.
С. 12–14.
5. Дьяков А. Ф. Проблемы надёжности и
безопасности энергоснабжения в условиях либерализации и дерегулирования в
электроэнергетике (по материалам 40-й сессии СИГРЭ и 19-го конгресса МИРЭС)
//Энергетик. 2005. № 8. С. 2–10.
6. Волькенау И. М. Об управлении развитием ЕЭС
России в новых условиях //Энергетик. 2005. № 5. С. 16–19.
7. Платонов В. В. О факторах калифорнийского
кризиса в электроэнергетике России //Энергетик. 2005. № 9. С. 17–22.
8. Отчёт Рабочей группы Государственной
думы Федерального собрания РФ по расследованию обстоятельств кризисной
ситуации, сложившейся в электроэнергетике РФ, и аварий на трансформаторной
подстанции № 510 "Чагино" ОАО "Мосэнерго" 23 и 25 мая
9. Кудрин Б. И. К вопросу о Правилах
доступа потребителей электроэнергии к услугам субъектов электроэнергетики
//Электрика. 2005. № 6. С. 3–18.
10. Кудрин Б. И. Научные и информационные
проблемы обеспечения эффективности электрики промышленности и сферы услуг: реальность
и перспективы //Электрика. 2006. № 2. С. 3–11.
11. Кудрин Б. И. О пакете новых
нормативных документов, заменяющих Правила пользования электрической и тепловой
энергией //Промышленная энергетика. 2005. № 8. С. 32–39.
12. Беляев Л. С. Недостатки конкурентного рынка
электроэнергии и целесообразность корректировки концепции реформирования
электроэнергетики России //Энергетик. 2006. № 5. С.13–17.
13. Кузовкин А. И. Энергетическая реформа в
России: Конкуренция вместо надёжности //Вести в электроэнергетике. 2006. № 3.
С. 28–34.
14. Сюсюкин А. И. Реформа электроэнергетики и её возможные последствия
для экономики России // Электрика. 2007. № 3 С. 5–14.
15. Постановление Правительства РФ от 27.12.04 №
861 (в ред. Постановлений Правительства РФ от 31.08.2006 № 530, от 21.03.2007 №
168) "Об утверждении Правил недискриминационного доступа к услугам по
передаче электрической энергии и оказанию этих услуг, Правил
недискриминационного доступа к услугам по оперативно-диспетчерскому управлению
в электроэнергетике и оказания этих услуг, Правил недискриминационного доступа
к услугам АТС оптового рынка и оказания этих услуг, Правил технологического
присоединения энергопринимающих устройств (энергетических установок)
юридических и физических лиц к электрическим сетям".
16. Постановление Правительства РФ от 31 августа
17. Постановление
Правительства РФ от 21 марта
18. Приказ
Минпромэнерго РФ от 22 февраля
19. Железко Ю. С. Компенсация реактивной мощности
в сложных электрических системах. М.: Энергоиздат, 1981. 200 с.
Рис. 1. Графики активной и реактивной мощности потребителей № 1 (а) и № 2 (б) |
Рис. 2. Схема замещения участка сети |
От редакции
"Теоретически и
практически следует различать [1] следующие уровни (ступени) системы
электроснабжения:
·
первый уровень (1УР) – отдельный электроприёмник – аппарат, механизм,
установка, агрегат (станок) с многодвигательным приводом или другой группой
электроприёмников, связанных технологически или территориально и образующих
единое изделие с определённой (документально обозначенной
заводом-изготовителем) паспортной мощностью; питание по одной линии (отдельным
приёмником электрической энергии может быть трансформатор или преобразователь,
преобразующие электроэнергию в электроэнергию же, но с другими параметрами по
напряжению, роду тока, частоте, и питающие, обычно блочно, специфические
электроприёмники или их группы);
·
второй уровень (2УР) – щиты распределительные и распределительные пункты напряжением до 1
кВ переменного и до 1,5 кВ постоянного тока, щиты управления и щиты станций
управления, шкафы силовые, вводно-распределительные устройства, установки
ячейкового типа, шинные вводы, сборки, магистрали;
·
третий уровень (3УР) – щит низкого напряжения трансформаторной подстанции 10(6)/0,4 кВ или
сам трансформатор (при рассмотрении следующего уровня – загрузка трансформатора
с учётом потерь в нём);
·
четвёртый уровень (4УР) – шины распределительной подстанции РП 10(6) кВ (при
рассмотрении следующего уровня – загрузка РП в целом);
·
пятый уровень (5УР) – шины главной понизительной подстанции, подстанции глубокого ввода,
опорной подстанции района;
·
шестой уровень (6УР) – граница раздела предприятия и энергоснабжающей
организации: заявляемый (договорной), присоединяемый, лимитируемый,
контролируемый и отчётный уровень.
Разная масштабность и сложность
электрического хозяйства потребителей предполагает различные решения по
электроснабжению, а также организационно-технические и экономические подходы к
решению проблем их электрообеспечения и электросбережения. Можно выделить
следующие конкретные группы потребителей:
1) мини-потребитель, питающийся на низком напряжении со 2УР (~ 90 %
потребителей РФ) и не имеющий электрослужбы;
2) мелкий
потребитель, имеющий трансформаторные
подстанции (один трансформатор или несколько) с высшим напряжением 10(6) кВ
(около 9 %);
3) средний
потребитель, имеющий
распределительные подстанции и развитое электрохозяйство со своей
электрослужбой (~ 0,9 %);
4) крупный
потребитель, имеющий главную
понизительную подстанцию (подстанции) с высшим напряжением 35–330 кВ и
специализированные цеха (подразделения в составе электрослужб).
1. Необходимо изменить принцип подхода к выдаче
технических условий. Субъекты электроэнергетики должны подводить электроэнергию к приёмным устройствам,
установленным потребителем "у себя". Не дело потребителя заниматься
проблемами субъекта электроэнергетики.
2. Субъекты электроэнергетики для питания любого
потребителя по его заявке в оговорённые Законом сроки обеспечивают
инвестиционные вложения, включая проектирование и согласование; реализуют все
необходимые технические решения, требуемые для "технологического
присоединения электропринимающих устройств (электрических установок)
юридических и физических лиц к энергетическим сетям" субъектов
электроэнергетики.
3. Ко всем проблемам электроснабжения (и эксплуатации
электрического хозяйства – электрике в целом) вниз от 6УР субъект
электроэнергетики не имеет и не должен иметь какого-либо отношения, по
взаимоотношениям выше 6УР – должен основываться на положениях,
конкретизированных для каждого уровня.
Потребитель 2УР должен
иметь право присоединяться (подключаться) к сетям электроснабжающей
организации. Согласно принципам публичного договора, ему в этом не должны
отказывать, а срок подключения следует оговорить, связав его с наличием или
отсутствием инфраструктуры. Оплата производится с момента подключения и только
за расход электроэнергии. Обслуживание электрики потребителя (ведь ему
нецелесообразно экономически содержать электротехнический штат) производится по
разовому или абонентскому договору, который потребитель заключает по своему
усмотрению с кем угодно. Потребитель 2УР вправе использовать энергию в
необходимом ему количестве, технически ограничиваемом пропускной способностью
его ввода (но не магистрали!).
Появление трансформатора (трансформаторов) у
потребителя 3УР меняет ситуацию, ограничивая потребляемую мощность мощностью
питающего трансформатора и предполагая обязательное заключение договора с
субъектом электроэнергетики на его обслуживание. Сама же установка
трансформатора, необходимость которого определяется величиной нагрузки или
территориальной удалённостью, может рассматриваться двояко:
· Если
потребитель и есть то лицо, для которого собственно и возникает необходимость в
трансформаторе, логичны приобретение и установка трансформатора за его счёт,
имея в виду: а) трансформатор (разъединитель) служит вводным устройством и б)
является границей раздела "предприятие–сетевая организация" с высокой
стороны. В этом случае с низкой стороны все сети принадлежат потребителю, им же
и обслуживаются. Счётчик устанавливается на границе раздела, и по нему производится
оплата энергосистеме.
· Если от трансформатора 3УР необходимо питать ряд
самостоятельных потребителей – физических или юридических лиц (например, жилые
дома посёлка или предприятия сферы услуг, малого бизнеса), установку
трансформатора и сеть с низкой стороны должен выполнять субъект
электроэнергетики, который должен будет обслуживать и сети 0,4 кВ, беря плату в
этом случае с каждого абонента.
Потребитель 4УР имеет в качестве границы раздела
распределительную подстанцию 6–10 кВ, которую он же строит и обслуживает
самостоятельно. В этом случае возникает электротехническая служба, и может
возникнуть вопрос о дефиците генерирующих мощностей, решаемый двояко: или как
для 3УР (заявил максимум нагрузки – в оговорённые сроки подключился), или как
для 5УР (долевое участие в инвестиционных проектах).
Потребитель 5УР, что проиллюстрировано выше, требует,
безусловного создания генерирующих мощностей. Однако и в этом случае изыскивать
инвестиции в свои объекты должен субъект электроэнергетики. При необходимости,
по договору потребитель может финансировать субъекта электроэнергетики, получая
соответствующий пакет акций или договорно определяя впоследствии для себя
условия оплаты, компенсирующие произведённые расходы на генерирование,
строительство сетей и сооружений. Но такой крупный потребитель, договорно
заявляя мощность, измеряемую десятками и сотнями мегаватт, и величину расхода
электроэнергии – миллиардами киловатт-часов, должен гарантировать, в отличие от
потребителя 3УР и 4УР, "взятие" мощности и энергии в согласованные
календарные сроки, возмещая в противном случае субъекту электроэнергетики
понесённые тем убытки из-за "невзятия". Потребитель, по ФЗ-35, должен
иметь право создавать дочернюю или иную компанию для строительства
электростанции, в том числе и ТЭЦ, которая полностью или частично обеспечит его
потребность в электроэнергии".
Необходимость закона о
потребителе, в котором должна быть приведена их классификация, понимается не
только всеми потребителями, но в последнее время всё в большей степени
осознаётся различными субъектами электроэнергетики. Как показал анализ
различных классификаций, ошибочно класть в основу один единственный критерий –
расчётную (присоединённую) мощность. Так, 750 кВА (взятого из давно отменённого
ряда трансформаторных мощностей) для отдалённого поселения это большая
величина, требующая напряжения 6-10 кВ. В то время как в пределах мегаполиса
потребитель 750 кВ может быть обеспечен питанием по 0.4 кВ и ни в каком случае
не относится к крупным.
Журнал все шесть лет
последовательно "пробивает" представление об уровнях системы
электроснабжения, классификация которых входит в большинство учебников по
электроснабжению промышленных предприятий последних лет.
* От редакции. Дискуссия в журнале (Электрика. 2001. №
6, статьи Железко Ю. С., Прокопчика В.В. и Сычёва А. В., Сюсюкина А. И.,
Кудрина Б. И.) в немалой степени способствовала тому, что промышленные
предприятия совершенно логично перестали платить за "реактивку".
Однако вышедшие в
[1] Б. И. Кудрин. Про реактивную мощность.