http://www.e-m.ru/archive/articleser.asp?aid=4937

          Акционирование и приватизация в начале 1990-х гг., а также реформирование электроэнергетики в настоящее время актуализируют проблему надежности электроснабжения. Особенности обеспечения надежности в условиях либерализации свидетельствуют о важности четкого разделения ответственности, развития правовой базы, новых механизмов управления надежностью на основе сочетания интересов субъектов рынка и общества, повышенной роли регулятора и др.

          Под надежностью понимается свойство объекта выполнять заданные функции в заданном объеме при определенных условиях функционирования.

          Рассмотрим тенденцию, которая формируется в Европе, где еще в предреформенный период национальные энергосистемы, объединенные в синхронную зону UCTE (Союз операторов системы передачи, до 1999 г. - производства и передачи), были самодостаточными. И хотя в Западной Европе, как и в Америке, не существует единого диспетчерского управления, надежность энергообъединения основана на принципе обеспечения надежной работы каждым партнером, а правила UCTE содержат детальные технические требования к партнерам по синхронной работе, их взаимодействию, минимизации переноса возмущений на другую сторону и др. Важнейшими условиями являются пропорциональное распределение резервов, согласованная настройка систем регулирования, общая солидарность или взаимопомощь в первые секунды системных возмущений, способность партнеров в границах областей регулирования самостоятельно восстанавливать регулировочные резервы всех видов и устойчиво работать в автономном режиме при экстремальных условиях. Присоединение новых партнеров не должно приводить к снижению надежности и качества функционирования энергообъединения, при этом большая ответственность возлагается на граничные к присоединяемым партнерам системы и др. До 2001 г. UCTE имел общественный статус, а затем - статус некоммерческого партнерства, действующе-го в интересах всех членов на основе бельгийского права, что подразумевает добровольное выполнение правил.

          В течение долгого времени европейская система электроснабжения качественно и надежно функционировала в условиях распределенной модели технологического и диспетчерского управления. Возможно, большую роль сыграло ограниченное количество партнеров и единство технических правил для них, а также негласное (неформальное) следование правилам UCTE на национальном уровне, согласованная техническая политика вертикально интегрированных энергокомпаний и в последующем (при разделении в соответствии с директивой ЕС 96/92 по видам деятельности) сохранение подразделений диспетчерского управления в составе операторов системы передачи (сетевых компаний).

          Вышеперечисленное влечет за собой необходимость коренного изменения организационного аспекта надежности и решения ряда вопросов. Кто отвечает за надежность электроснабжения потребителей в условиях разделения единого технологического процесса производства, передачи, распределения и сбыта электроэнергии между различными бизнесами? Какими должны быть подходы к выбору показателей и критериев надежности, по которым устанавливается ответственность за ненадежность? Как обеспечивается надежность?

          В общем случае под надежностью понимается свойство объекта выполнять заданные функции в заданном объеме при определенных условиях функционирования. Применительно к электроэнергетической системе (ЭЭС) свойство (способность) обеспечивать поставку заявленной потребителем в соответствии с договором электроснабжения электрической энергии (мощности) при выполнении потребителем всех договорных технических (условия присоединения к сети и торговой системе) и коммерческих (оплата) обязательств, а также при соблюдении поставщиком установленных договором с потребителем технических условий поставки в отношении качественных и количественных показателей надежности и качества поставляемой электроэнергии (мощности).

          Заданность объема (режима) электроснабжения устанавливается договором между потребителем и энергосбытовой компанией. Здесь же должны оговариваться и условия функционирования, в частности выделяться нерасчетные возмущения природного и техногенного характера, в том числе форс-мажор.

          Следовательно, ответственность перед электропотребителем за надежность его электроснабжения несет энергосбытовая компания. Важно заострить внимание на понятии <ответственность>. В советской экономике был только один хозяйствующий субъект - государство. В качестве <полусубъектов> выступали работники энергопредприятий (в меру своей свободы и независимости). Поэтому можно было говорить об ответственности за надежность работника перед государством (а также государства перед гражданами как потребителями электроэнергии, но не перед потребителями-предприятиями, ибо последние - тоже государственные). Ответственность работника перед государством уже тогда носила экономический характер (от уровня безаварийной работы в значительной степени зависела премиальная составляющая зарплаты).

          Но энергосбытовая компания, по сути являясь торговым оператором, сама не производит и не распределяет электроэнергию. Следовательно, у нее или квалифицированного потребителя должны быть аналогичные договорные отношения с электросетевыми предприятиями и генерирующей компанией, которые отвечают (экономически) за надежность выполнения своих функций: генерирующая компания - за надежность генерации электроэнергии, оператор ЕНЭС (системообразующая электрическая сеть) - за функцию передачи электроэнергии от генерирующей компании к соответствующей распределительной электрической сети, региональная сетевая компания - за функцию передачи от узла системообразующей сети к потребителю электроэнергии. Правда, функция передачи требует внимательного и осторожного решения: процесс передачи зависит от процесса управления (режимов загрузки оборудования, поддержания режимных параметров в пределах допустимых диапазонов, настройки автоматики, команд диспетчера, в том числе по выводу оборудования системы передачи в ремонт или включению в работу). Рычаги этого управления находятся в руках СО. Поэтому при хозяйственном разделении оператора по управлению ЕНЭС и СО следует говорить об ответственности сетевой компании только в аспекте предоставления <транспортного коридора>, определяемого составом и работоспособностью включенного оборудования ВЛ и ПС.

          Таким образом, системная надежность - это надежность электроэнергетической системы по отношению к определенным ее выходным узлам (границам), обеспечиваемая комплексным использованием средств всех составляющих систему самостоятельных (ассоциированных) энергопредприятий и потребителей энергии. Другими словами, это надежность электроэнергетической системы с учетом эффекта эмерджентности. В соответствии с законом <Об электроэнергетике> (ст. 11, п. 2; ст. 14, п. 1) системный оператор несет ответственность за системную надежность, прежде всего экономическую - за надежную генерацию и доставку заданных мощности и энергии в определенные узлы энергосистемы. А за надежность доставки электроэнергии от этих узлов до потребителей отвечает соответствующее сетевое предприятие.

          Потребителю безразлично, какова фактическая надежность его электроснабжения, поскольку все его убытки компенсируются. Эта забота ложится на энергопредприятие, которому выгодно искать оптимальную с экономической точки зрения надежность.

          Надежность как комплексное свойство характеризуется большим набором показателей. При этом все задачи энергопредприятия следует подразделить как минимум на две части: внешние и внутренние.

          К первым относятся надежность электроснабжения и отношения субъектов энергорынка между собой. Для решения таких задач необходимы максимально интегрированные показатели. Зарубежный опыт свидетельствует: там, где действуют экономические отношения, в качестве показателей надежности используются недоданная потребителям мощность, энергия и в конечном счете их ущерб при данной надежности выполнения функций энергопредприятия плата за надежность потребителей должна полностью возвращаться к последним через выплаты ущербов энергоснабжающими предприятиями. Если же энергоснабжающее предприятие сможет эффективно использовать средства Дн и повысить надежность снабжения с условием, что затраты на надежность из Дн превысят выплаты ущерба, то оно получит дополнительную прибыль. Следовательно, у электроснабжающего предприятия появляется стимул для эффективного повышения надежности.

          Таким образом, рассматриваемый экономический механизм взаимоотношений субъектов энергорынка обеспечивает экономический баланс их интересов, позволяет потребителю выбрать желаемый уровень надежности (свободно задавая свои характеристики увн и уо), создает экономические стимулы для эффективного повышения энергопредприятиями надежности и помогает рационализировать свои требования по надежности.

          В конечном счете потребителю безразлично, какова фактическая надежность его электроснабжения, поскольку все его убытки компенсируются. Эта забота ложится на энергопредприятие, которому выгодно искать оптимальную с экономической точки зрения надежность.

          Кроме того, плата за надежность должна осуществляться по тарифам, не только зависящим от требуемой потребителем надежности, но и регулируемым с учетом фактической надежности энергопредприятия.

          Несколько иная ситуация складывается в отношениях системного оператора с другими субъектами энергорынка при обеспечении системной надежности. Вышесказанное применимо к отношениям с потребителями, берущими энергию в узлах системы, за надежность поставки мощности и энергии в которые ответственен системный оператор. Однако в случае с генерирующими компаниями и системообразующими электрическими сетями требуется установление несколько иных договорных отношений.

          Системная надежность, которую может обеспечить системный оператор, определяется главным образом надежностью оборудования генерирующих компаний и системообразующих электрических сетей, их пропускной способностью и запасами, объемами, распределением и доступностью в конкретное время резервов энергоресурсов и генерирующих мощностей, совершенством системы оперативного и автоматического управления, степенью привлечения электропотребителей к противоаварийному управлению. Перечисленные факторы во многом взаимозаменяемы и взаимодополняемы. Но системный оператор ограничен во влиянии на эти факторы и потому не может гарантировать ту или иную надежность без их учета.

          Как обеспечивается надежность? Рассмотренная модель договорных отношений между системным оператором и другими субъектами не единственная. Обеспечение надежности - управленческая задача, но предполагающая соответствующий управленческий ресурс, необходимый в контексте отношений между субъектами энергорынка в области надежности: создание средств, фондов надежности за счет платы за надежность потребителями электроэнергии, платы за ненадежность оборудования генерирующими и сетевыми компаниями, штрафов.

          Хотя эти средства, фонды формируются на основе регулируемых тарифов, их размер не должен ограничиваться: он определяется интегральным запросом потребителей электроэнергии о надежности их снабжения. Данные средства или фонды выполняют страховочную функцию, но при возможности эффективного повышения надежности способны использоваться и для этих целей. Полученная в результате прибыль не должна ограничиваться и регулироваться.

          Этот механизм позволит также привлекать внешние инвестиции в эффективные проекты повышения надежности: модернизацию, реконструкцию, замену устаревшего оборудования и т. д.

          В этих условиях актуальным становится вопрос о резерве мощности. Попытка установить величину резерва нормативно и даже количественно упирается в незнание, как этот норматив устанавливать. Первый вариант - на основании оптимизационных исследований. Но оптимальная величина, например, аварийного резерва зависит от надежности генерирующего оборудования, его единичной мощности, пропускной способности сети, стоимости мощности, характеристик ущерба потребителей и т. д. Большинство этих величин зависит от конъюнктуры рынка, развития системы и других изменчивых факторов. Поэтому определенный сегодня таким образом резерв не будет оптимальным завтра.

          Второй вариант - принять величину резерва экспертно. В обоих случаях фактический резерв может существенно отличаться от расчетного или нормативного, и системный оператор не сможет обеспечить декларированную им надежность, а следовательно, нарушит экономический баланс интересов субъектов рынка.