Модель конкурентного розничного рынка электроэнергии, версия №2 (стр. 1 )

РАО “ЕЭС России”

МОДЕЛЬ КОНКУРЕНТНОГО РОЗНИЧНОГО РЫНКА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

Версия №2

Подготовлена Департаментом по энергосбытовой деятельности

на основе разработок корпорации “Карана”

Москва 2001 г.

ОГЛАВЛЕНИЕ

ОГЛАВЛЕНИЕ 2

Часть ПЕРВАЯ. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ 5

Глава I. Введение 5

1. Причины введения нового розничного рынка 5

2. Задачи при разработке Модели розничного рынка 6

Глава II. Описание существующей ситуации на розничном рынке 8

1. Субъекты производства электрической энергии 8

2. Субъекты транспорта электроэнергии 11

3. Субъекты, осуществляющие сбыт электроэнергии 15

4. Потребители 18

5. Обеспечивающие службы и организации 24

6. Регулирующие и контролирующие органы 27

ГЛАВА III. Определение и основные принципы функционирования розничного рынка электроэнергии 32

1. Определение розничного рынка электроэнергии 32

2. Выбор модели розничного рынка 33

Часть ВТОРАЯ. УЧАСТНИКИ И ИНФРАСТРУКТУРА РОЗНИЧНОГО РЫНКА 35

ГЛАВА IV. Субъекты розничного рынка 35

А. Участники рынка 35

1. Производители электроэнергии 35

1.1. Определение 35

1.2. Статус 35

1.3. Основные функции объектов малой генерации на розничном рынке 37

1.4. Особенности работы объектов малой генерации 37

1.5. Договорные отношения объектов малой генерации 39

1.6. Упрощенная финансовая модель функционирования объектов малой генерации 39

1.7. Переходный период 40

2. Энергосбытовые компании 42

2.1. Определение и цели деятельности энергосбытовой компании на розничном рынке 42

2.2. Статус энергосбытовой компании 43

2.3. Основные функции энергосбытовой компании и механизм их осуществления 43

2.4. Специальные требования в отношении клиентов энергосбытовой компании 45

2.5. Риски энергосбытовой компании и механизмы их снижения 46

2.6. Система договорных отношений ЭСК 48

2.7. Упрощенная финансовая модель энергосбытовой компании 49

2.8. Регулирование деятельности энергосбытовой компании 52

2.9. Особенности переходного периода 53

2.10. Сравнение функций и видов работ энергосбытовой компании и существующих ОП “Энергосбыт” в региональных энергосистемах 55

3. Компании, выполняющие функции гарантирующего поставщика 57

3.1. Определение и цели деятельности гарантирующего поставщика 57

3.2. Виды работ по выполнению функции гарантирующего поставщика и их специфика 57

3.3. Риски, которые необходимо минимизировать при разработке модели гарантирующего поставщика 60

3.4. Способы минимизации рисков 61

3.5. Система договоров компаний, выполняющих функции гарантирующего поставщика 68

3.6. Упрощенная финансовая модель гарантирующего поставщика 69

3.7. Привлекательность выполнения функции гарантирующего поставщика 78

3.8. Содержание государственного регулирования функции гарантирующего поставщика 78

3.9. Функции гарантирующего поставщика в переходный период 80

4. Потребители электроэнергии 87

4.1. Определение потребителей электроэнергии в розничном рынке 87

4.2. Основные требования к потребителям со стороны розничного рынка электроэнергии 87

4.3. Механизм обеспечения надежной и бесперебойной поставки электроэнергии потребителям 88

4.4. Основные риски для потребителей со стороны остальных субъектов рынка 89

4.5. Основные риски для остальных субъектов рынка со стороны потребителей 90

4.6. Договорные отношения потребителей с субъектами розничного рынка 90

4.7. Основные разновидности финансовых гарантий оплаты потребляемой электроэнергии 90

4.8. Способы обеспечения финансовых гарантий различными категориями потребителей 92

4.9. Адресная социальная поддержка социально значимых категорий потребителей, финансируемых из бюджетов разных уровней 97

4.10. Резервный фонд: сохранение элемента перекрестного субсидирования 97

Б. Инфраструктура розничного рынка 99

1. Распределительные компании 99

1.1. Определение распределительной компании и цели её деятельности 99

1.2. Статус распределительной компании 99

1.3. Функции распределительной компании на розничном рынке 103

1.4. Принципы оказания сетевых услуг распределительными компаниями 103

1.5. Механизм оказания сетевых услуг РК на розничном рынке 104

1.6. Приобретение электроэнергии у объектов малой генерации 109

1.7. Риски деятельности распределительных компаний и пути их снижения 110

1.8. Финансовая модель распределительной компании 112

1.9. Договорные отношения на рынке 119

1.10. Переходный период 119

1.11. Другие владельцы сетевого имущества, используемого не только для собственных нужд 121

2. Региональное диспетчерское управление 122

2.1. Определение регионального диспетчерского управления и цели его деятельности на рынке 122

2.2. Статус РДУ 122

2.3. Функции РДУ на розничном рынке 125

2.4. Принципы оказания услуг РДУ по оперативно-диспетчерскому управлению 125

2.5. Осуществление функций РДУ на розничном рынке 125

2.6. Риски РДУ и пути их снижения 129

2.7. Упрощенная финансовая модель РДУ 130

2.8. Договорные отношения РДУ 132

2.9. Переходный период 132

3. Коммерческий учет 134

3.1. Определение и цели коммерческого учета электроэнергии 134

3.2. Виды работ, необходимых для осуществления коммерческого учета 134

3.3. Способы коммерческого учета электроэнергии 134

3.4. Топология приборов коммерческого учета в розничном рынке и источники средств для их установки 135

3.5. Организации, исполняющие функцию коммерческого учета на розничном рынке 136

3.6. Механизм коммерческого учета на примере оказания распределительной компанией сетевых услуг потребителям 137

3.7. Безучетное потребление электроэнергии 138

3.8. Государственное регулирование коммерческого учета электроэнергии 139

3.9. Переходный период 139

4. Система государственного регулирования розничного рынка 141

4.1. Методы государственного регулирования и контроля на розничном рынке э/э 141

4.2. Органы государственного регулирования 143

4.3. Региональная энергетическая комиссия 144

4.4. Территориальные органы Госэнергонадзора 147

4.5. Администрация субъекта Федерации 150

4.6. Администрация муниципального образования 151

5. Законодательная и нормативная база розничного рынка 153

5.1. Требующие принятия законодательные и иные нормативные акты 153

5.2. Требующие изменения законодательные и иные нормативные акты 154

5.3. Требующие отмены законодательные и иные нормативные акты 156

Часть ТРЕТЬЯ. ПРИНЦИПИАЛЬНАЯ СХЕМА РОЗНИЧНОГО РЫНКА 157

ГЛАВА V. Обобщенная финансово-договорная схема розничного рынка 157

1. Финансово-договорная схема розничного рынка 157

1.1. Энергосбытовые компании 157

1.2. Гарантирующий поставщик 158

1.3. Региональные и локальные распределительные компании 159

1.4. Объекты малой генерации 159

1.5. Потреби

1.6. Оператор коммерческого учета 160

1.7. Региональное диспетчерское управление 160

2. Система договоров субъектов розничного рынка 162

2.1. Обязательные к заключению субъектами розничного рынка договоры 162

2.2. Договоры, которые заключаются субъектами розничного рынка при определенных условиях и носят вспомогательный характер 186

2.3. Договоры, направленные на оформление взаимоотношений субъектов розничного рынка с субъектами оптового рынка электроэнергии 195

Часть четвертая. ПЕРЕХОДНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ 196

Глава VI. Технология и этапы преобразований при переходе к предложенной модели розничного рынка 196

1. Общие положения 196

2. Нормативно-правовые ограничения 197

3. Регламент и условия допуска субъектов на оптовый рынок электроэнергии 197

4. Условия изменения системы государственного регулирования 199

5. Условия построения иерархической системы диспетчерского управления 200

6. Условия осуществления контроля деятельности ГП 201

7. Условия реструктуризации кредиторской и дебиторской задолженности АО-энерго при их реформировании 201

8. Прогноз последствий реформирования розничного рынка электроэнергии 202

9. Другие условия, ограничения, реализуемость допущений 203

10. Итоговая таблица. Этапы преобразований в региональных энергосистемах в рамках модели 204

ГЛАВА VII. Заключение 208

Приложение. Список терминов и обозначений 209

Часть ПЕРВАЯ. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

Глава I. Введение

Настоящий документ представляет описание работы розничного рынка электроэнергии в период реформирования электроэнергетической отрасли РФ и после его завершения в соответствии с Постановлением Правительства РФ № 000 “О реформировании электроэнергетики Российской Федерации” от 01.01.01 г., Распоряжением Правительства от 3 августа 2001 г., а также целевой Моделью конкурентного оптового рынка электроэнергии.

Основные термины, понятия и сокращения, используемые в Модели, приведены в Приложении “Основные термины и обозначения” в конце текста Модели.

Текст, напечатанный в квадратных скобках, не является окончательным и может подлежать изменению (или требует согласования).

1.  Причины введения нового розничного рынка

Эффективная организация розничного рынка имеет огромное значение для функционирования и развития электроэнергетической отрасли. На розничном рынке осуществляется значительная часть потребления электроэнергии и, соответственно, платежей. Организация взаимосвязи между потребителями и производителями электроэнергии является одним из основных элементов розничного рынка и имеет существенное влияние на эффективность функционирования электроэнергетической отрасли, а также на формирование адекватных сигналов для её дальнейшего развития.

Существующая структура субъектов и организация отношений между ними на розничном сегменте электроэнергетической отрасли России не обеспечивает ни эффективного функционирования и развития отрасли, ни стимулирования потребителей к энергосбережению.

На большей части территории ЕЭС РФ продавцами электроэнергии потребителям являются региональные энергосистемы (АО-энерго) или так называемые оптовые предприятия-перепродавцы (далее ОПП), которые, в свою очередь, являются клиентами АО-энерго. При этом цены на электроэнергию, отпускаемую потребителям, устанавливаются региональными органами государственного регулирования (региональными энергетическими комиссиями) в форме тарифов.

Сложившаяся ситуация имеет ряд серьезных недостатков:

§  у продавцов электроэнергии на розничном рынке нет стимулов к повышению эффективности и качеству оказываемых ими услуг и, соответственно, снижению цен на свои услуги;

§  хозяйственная деятельность субъектов розничного рынка абсолютно не прозрачна и зачастую сверхзатратна;

§  продавцы электроэнергии на розничном рынке не заинтересованы в снижении цены покупки электроэнергии на оптовом рынке, так как все их затраты в том числе и на покупку электроэнергии, включаются в отпускной тариф. Это приводит к увеличению цены электроэнергии на оптовом рынке и, как следствие, для потребителей на розничном рынке;

§  для потребителей не созданы стимулы к рационализации потребления электроэнергии;

§  постоянно возрастают потери электроэнергии в энергосистемах, которые могут достигать 20%, а в отдельных регионах 30 и 40% объема отпущенной электроэнергии;

§  очень низка инвестиционная привлекательность розничного сегмента отрасли. Как следствие, происходит постоянное старение и выбывание основных фондов субъектов розничного рынка, которые не заменяются на новые и не восстанавливаются.

Формирование новых отношений на розничном рынке электроэнергии, построенных на принципах, отличных от существующих, прежде всего в отношении конкурентных сегментов, вызовет значительные изменения в существующей структуре электроэнергетической отрасли и отношениях субъектов рынка. В первую очередь, рынок должен создать эффективную и прозрачную систему взаимосвязи производства, передачи и потребления электроэнергии, конкуренцию среди сбытовых компаний, соответствующую действительности стоимостную оценку потребляемой электроэнергии, стимулы к снижению потерь электроэнергии и к энергосбережению, а также значительно повысить инвестиционную привлекательность субъектов розничного сегмента электроэнергетической отрасли.

2.  Задачи при разработке Модели розничного рынка

В модели розничного рынка электроэнергии предложено решение следующих задач:

1.  Проектирование и описание системы финансово-договорных отношений на розничном рынке электроэнергии, основанных на принципах конкуренции в потенциально конкурентных сегментах и эффективном государственном регулировании в естественно-монопольных сегментах розничного рынка.

2.  Проектирование отношений и требований к субъектам, реализация которых обеспечит:

§  повышение эффективности функционирования розничного сегмента электроэнергетической отрасли;

§  повышение инвестиционной привлекательности розничного сегмента электроэнергетической отрасли;

§  поддержание и развитие технологической основы отрасли;

§  платежи за потребленную электроэнергию денежными средствами в полном объеме как на розничном, так и на оптовом сегментах рынка;

§  ликвидацию перекрестного субсидирования;

§  ликвидацию неоплачиваемого энергоснабжения для любой категории потребителей;

§  минимизацию потерь электроэнергии в энергосистеме;

§  обеспечение недискриминационного доступа к услугам естественных монополий для всех участников рынка.

3.  Проектирование модели розничного рынка, реально оценивающей возможности внедрения соответствующих средств контроля и измерений на розничном сегменте.

4.  Обеспечение возможности плавного перехода от существующей ситуации к целевой модели розничного рынка.

5.  Соответствие требованиям и направлениям реформирования электроэнергетической отрасли в целом.

Глава II. Описание существующей ситуации на розничном рынке

Сбор и анализ информации о существующем положении в области энергосбыта в региональных энергосистемах является необходимым этапом работы по формированию новой модели розничного рынка электроэнергии. После выявления всех региональных участников рынка электроэнергии и отношений между ними можно проводить более точную настройку и конфигурирование целевой модели. Кроме того, понимание особенностей сложившейся ситуации “на местах” дает возможность создать план поэтапного и безболезненного перехода к будущей модели розничного рынка электроэнергии.

Настоящий обзор резюмирует результаты исследования розничных рынков электроэнергии в нескольких регионах России. Для сбора информации и обобщения существующих взаимоотношений участников розничного рынка электроэнергии были выбраны следующие четыре региона:

§  Калининградская область (АО “Янтарьэнерго”);

§  Белгородская область (АО “Белгородэнерго”);

§  Свердловская область (АО “Свердловэнерго”);

§  Республика Марий Эл (АО “Мариэнерго”).

С одной стороны, выбор был обусловлен уникальностью каждой из перечисленных энергосистем. С другой стороны, эти четыре региона позволяют воссоздать типичную картину функционирования регионального розничного рынка в целом. В ходе исследования были выявлены все субъекты, так или иначе участвующие в процессе производства, передачи и сбыта электрической энергии потребителям каждого региона.

Субъектов существующего розничного рынка электроэнергии можно разделить на следующие 7 групп (некоторые предприятия или организации могут представлять несколько субъектов одновременно):

§  Субъекты производства электрической энергии;

§  Субъекты транспорта электроэнергии;

§  Субъекты, осуществляющие сбыт электроэнергии;

§  Потребители;

§  Операторы учета электроэнергии;

§  Службы оперативно-диспетчерского управления;

§  Регулирующие и контролирующие органы.

1.  Субъекты производства электрической энергии

В каждом из исследованных регионов балансы электроэнергии формируются как за счет производства электроэнергии на производственных станциях региона, принадлежащих РАО "ЕЭС России", энергосистеме и другим компаниям, так и за счет закупок электроэнергии на ФОРЭМ.

По данным 2000 года, объемы закупок электроэнергии на ФОРЭМ колеблются от 2% (АО “Свердловэнерго”) до 98% (АО “Белгородэнерго”) в зависимости от наличия собственных производственных мощностей на территории региона. АО “Янтарьэнерго” закупает около 92% электроэнергии, а АО “Мариэнерго” – 60%.

В АО “Янтарьэнерго” и АО “Белгородэнерго” мощности собственных станций весьма незначительны. В основном это – ТЭЦ, которые вырабатывают электроэнергию в теплофикационном режиме и в ходе реформирования энергосистемы скорее будут оказывать большее влияние на рынок тепла с преобразованием в соответствующие ДЗО. Большая часть производственных мощностей в этих регионах принадлежит соответствующим АО-энерго. Средняя себестоимость производства электроэнергии по АО “Янтарьэнерго” составила 67,62 коп. за 1 кВт. ч., их них на ТЭС – 77,12 коп. за 1 кВт. ч., на ГЭС – 32,93 коп. за 1 кВт. ч.

В АО “Янтарьэнерго” сделан акцент на развитии объектов малой генерации, которые в основном работают на альтернативных видах топлива (ветроэлектростанции, мини-ГЭС и т. д.). Местные власти стремятся развивать этот сектор электроэнергетики, о чем свидетельствует Постановление Правительства области № 000 “О мерах по ускорению восстановления и строительству малых гидроэлектростанций и ветроэлектростанций” от 28 июня.1999 года, где представлена программа привлечения частных и иностранных инвестиций в энергетику на период до 2005 года включительно.

Предусмотрен следующий механизм реализации данного Постановления.

1.  На период окупаемости ГЭС или ВЭС заключается трехстороннее соглашение между владельцем подлежащей восстановлению станции, инвестором и ОАО “Янтарьэнерго”, которое гарантирует покупку у этого ГЭС или ВЭС всего объема производства электроэнергии по специальным ценам, установленным исходя из 5-6-летнего срока окупаемости реконструированного объекта. Утверждение тарифов на отпуск электроэнергии, вырабатываемой мини-ГЭС или ВЭС в сети АО “Янтарьэнерго”, производится энергетической комиссией (ТЭК) Калининградской области. Представляется, что такой механизм должен обеспечить приемлемую степень эффективного самоконтроля отпуска электроэнергии (то есть снятие показаний приборов коммерческого учета может не понадобиться).

2.  По истечении срока окупаемости, трехсторонний договор прекращает действие и заменяется стандартным договором энергоснабжения, заключаемым между ГЭС или ВЭС и ОАО “Янтарьэнерго”, согласно которому ОАО “Янтарьэнерго” закупает электроэнергию, вырабатываемую ГЭС или ВЭС, исходя из своих потребностей, по ценам, устанавливаемым для них ТЭК Калининградской области (которые, очевидно, будут заведомо ниже тех, которые действовали в течение срока окупаемости инвестиций, в силу снижения инвестиционной составляющей тарифа).

Однако до настоящего момента никто еще не воспользовался этой возможностью. Те инвестиции, которые сегодня произведены в энергетику Калининградской области, поступают из стран Европы безвозмездно по программам безвозмездной поставки оборудования.

Производственные мощности, которые принадлежат АО “Свердловэнерго”, считаются одним из мощнейших энергетических узлов России (занимают третье место по мощности после энергосистем “Тюменьэнерго” и “Мосэнерго”). Большая часть установленных мощностей на территории Свердловской области принадлежит РАО “ЕЭС России” – 6,5 тыс. МВт или 70% суммарного объема производства электроэнергии в регионе. Непосредственно в собственности АО “Свердловэнерго” находится 1,8 тыс. МВт установленной мощности или 20% производства электроэнергии региона. Станции РАО “ЕЭС России” находятся в оперативном управлении АО “Свердловэнерго” и переданы ему по договору аренды.

Почти 80% производимой на территории республики Марий Эл электроэнергии приходится на ТЭЦ-2, принадлежащую АО “Мариэнерго”, однако эта станция покрывает лишь 30% электропотребления региона. 7% производства электроэнергии приходится на ТЭЦ, которая принадлежит ЗАО “Марийский целлюлозно-бумажный комбинат”. Наконец, менее 1% потребленной электроэнергии составляет выработка МУП “ТЭЦ-1”. Остальной объем электроэнергии (около 60%) АО “Мариэнерго” потребляет с ФОРЭМ.

В каждом регионе существуют производственные мощности, которые не принадлежат ни РАО “ЕЭС России”, ни АО-энерго. Это частные (ведомственные) или государственные станции.

В энергосистеме АО “Свердловэнерго” на долю таких станций приходится лишь 4% (или 361 МВт) установленной мощности. Эти блок-станции находятся в собственности таких организаций и учреждений, как РАО “Газпром”, Министерство обороны РФ, ОАО “ВИЗ сталь”, ОАО “ТМЗ”, МО “Режевской район” и т. д.

В энергосистеме республики Марий Эл выработка двух ведомственных ТЭЦ составляет 7% от всего потребления электроэнергии в регионе. Одна ТЭЦ является муниципальной собственностью и наряду с электрическими сетями города Йошкар-Олы принадлежит местной администрации. Эта станция вырабатывает небольшие объемы электричества, которые не обеспечивают даже собственные нужды. В основном, она покрывает потребности города в теплоэнергии. Другая станция – собственность коммерческого предприятия ЗАО “Марийский целлюлозно-бумажный комбинат” (МБК). ТЭЦ “МБК” вырабатывает пар на нужды технологического процесса и параллельно до 170 млн. кВт. ч электроэнергии в год.

Семь блок-станций в Белгородской области работают в автономных режимах. Эти станции расположены на заводах по производству сахара. Некоторые из них не функционируют, так как заводы переживают кризис. ТЭЦ является частью технологии, так как. для выработки сахара необходим пар. Побочным продуктом является электроэнергия, которая отпускается в производственный процесс. Поскольку производственный процесс носит ярко выраженный сезонный характер, то и выработка электрической энергии подвержена сезонным колебаниям. Когда производственные мощности не работают, ТЭЦ останавливают.

РЭК Белгородской области не регулирует деятельность таких блок-станций. Такие станции не являются участниками рынка, так как служат локальным источником электроэнергии для собственных технологических нужд. Однако производственные мощности таких заводов связаны с сетью общего электроснабжения, так как любое производство требует наличия резервных линий для бесперебойного и надежного снабжения. Поэтому собственники этих станций должны будут платить за резерв мощности и сетевые услуги.

В каждом из перечисленных регионов АО-энерго стараются поддерживать нулевой баланс сальдо перетоков электроэнергии и мощности с субъектами, которым принадлежат объекты малой генерации, и свести к минимуму закупку от них электроэнергии для абонентов АО-энерго.

Стоимость электроэнергии, отпускаемой с шин станций, не принадлежащих АО-энерго, в сети АО-энерго, либо регулируется отдельными постановлениями РЭК (АО “Мариэнерго”, АО “Янтарьэнерго”), либо соответствует тарифам покупки электроэнергии на ФОРЭМ (АО “Белгородэнерго”, АО “Свердловэнерго”). Если собственник станции не согласен с тарифами ФОРЭМ, он может обратиться в РЭК, зарегистрироваться и защитить тарифы, которые войдут в затраты АО-энерго. Поскольку объемы отпуска таких станций несущественны, блок-станции в РЭК не обращаются, а продают энергию по тарифам ФОРЭМ. Иногда АО-энерго удается договориться и о более низких тарифах, однако достигаемая при этом экономия несущественна.

Все станции, не принадлежащие АО-энерго, можно разделить на три группы по функциональным признакам и режиму электроснабжения:

§  Локальные блок-станции, которые работают в автономном режиме на нужды производственного процесса;

§  Блок-станции, работающие в параллельных режимах с АО-энерго, управляемые автоматикой;

§  Блок-станции, работающие в параллельных режимах с АО-энерго, управляемые оперативно-диспетчерскими службами.

Для подключения таких станций к сети требуется выполнить ряд следующих технических требований:

§  Наличие электросетей подходящей нагрузки;

§  Наличие автоматики, синхронизирующей работу производителя электроэнергии и системы;

§  Наличие соответствующих лицензий на оборудование, приборы учета и т. п.

Как правило, объекты малой генерации не используются для балансирования мощности при ведении режимов, т. к. их суммарная мощность невелика и существуют резервные мощности, которые специально предназначены для балансировки системы и составляют до 15% от потребления электроэнергии региона.

Таким образом, объекты малой генерации в целевой модели будут самостоятельными участниками розничного рынка и выполнять функции по производству и продаже дополнительной электроэнергии в регионе.

2.  Субъекты транспорта электроэнергии

Электроэнергия на территории каждого региона передается по магистральным сетям, затем по сетям АО-энерго, затем по сетям оптовых покупателей-перепродавцов (далее – ОПП) и/или основных потребителей (если таковые имеются) и, наконец, попадает к конечным потребителям. Конфигурации (последовательность и связка в комплексы) сетей разных собственников могут быть самими разнообразными.

Основные задачи сетевых предприятий заключаются в следующем:

§  организация эксплуатации сетей и обеспечение надежной работы аварийных, релейных защитных систем и комплексов и т. д.;

§  проведение планово-предупредительных ремонтов, реконструкций и т. д.;

§  осуществление диспетчерского управления сетевым комплексом, переключений и отключений;

§  реализация проектов по развитию сетей, выдача технических условий (ТУ) абонентам и другим участникам рынка на присоединение к сети.

Руководители, как правило, формулируют миссию сетевых компаний следующим образом: “Сети должны отвечать требованиям безопасности и находиться в таком состоянии, чтобы обеспечивать надежное и бесперебойное энергоснабжение потребителей”.

Межсистемные сети

Межсистемные электрические сети (далее – МЭС) – это подразделения РАО “ЕЭС России”, которые обслуживают сети напряжением 330 кВ и выше, находящиеся на балансе РАО “ЕЭС России”. Эти организации не являются участниками розничного рынка, однако воздействуют на него, так как через них осуществляется поставка купленной на ФОРЭМ электроэнергии в регионы.

Передача электрической энергии по системообразующим сетям осуществляется в объеме, предусмотренном договорами покупки/продажи электроэнергии на ФОРЭМ между АО-энерго и субъектами ФОРЭМ. Сама транспортная услуга оплачивается в виде абонентской платы за транспорт электроэнергии РАО "ЕЭС России".

Межсистемные сети граничат с сетями АО-энерго или с сетями крупных потребителей. Большинство обследованных энергосистем имеют на границах приборы учета класса АСКУЭ или практически заканчивают их внедрение. Так, в АО “Белгородэнерго” АСКУЭ на межсистемных перетоках не внедрена, но проходит тестирование. В АО “Мариэнерго” установлены интервальные счетчики, для которых необходимо провести сертификацию.

Сетевое имущество АО-энерго

Анализ собранных в ходе исследования данных показывает, что большая часть сетевых комплексов, расположенных в регионах, не принадлежащих РАО "ЕЭС России", сконцентрирована в АО-энерго. Имущество АО-энерго распределено между предприятиями электросетей (ПЭС), являющимися структурными подразделениями АО-энерго.

Так, в республике Марий Эл объем сетей, принадлежащих энергосистеме, составляет 49,5 тыс. у. е.[1] (разделено между тремя ПЭС). Сравнимыми объемами сетевого комплекса располагает АО “Белгородэнерго”. Имущество разделено между тремя ПЭС, которые обслуживают подавляющее большинство сетей и оборудования области. АО “Янтарьэнерго” имеет электросетевое хозяйство объемом 58,5 тысяч у. е. Имущественные комплексы разделены между четырьмя ПЭС. АО “Свердловэнерго” имеет в своем распоряжении сетевое имущество, по размерам превышающее все сети перечисленных энергосистем – 211,5 тысяч у. е. Электросетевое имущество обслуживают 7 предприятий электросетей.

Основной задачей ПЭС перечисленных АО энерго является эксплуатация и ремонт сетей, подстанций и оборудования, как по собственным объектам АО-энерго, так и по объектам, находящихся в собственности других организаций или частных лиц.

Обслуживание электрических сетей, принадлежащих АО-энерго, производится на основании ежегодно составляемых смет на текущие и капитальные ремонты (ремонтный фонд), которые закладываются в тарифы на электроэнергию соответствующего АО-энерго.

Обслуживание электрических сетей, не принадлежащих АО-энерго, производится на основании типового договора между ПЭС и владельцем сетей на оказание услуг по оперативно-техническому обслуживанию и управлению (ОТО), согласно которому ПЭС обслуживает указанные в договоре объекты электросетевого хозяйства заказчика в течение определенного периода времени.

Прочие сетевые компании, участники рынка

В регионах также имеется сетевое имущество, которое не принадлежат АО-энерго. Как правило, это участки сети, непосредственно подводящие электроэнергию к некоторым потребителям. Предприятия, которые владеют такими сетями, – либо муниципальные и государственные, либо находятся в частной собственности. Напряжение сетей может различаться от 35 кВ до 0,4 кВ.

Большинство предприятий, владеющих сетями вне АО-энерго, имеют статус ОПП. Часть из них передали сбыт в АО-энерго (республика Марий Эл, Белгородская область). В таком случае, предприятие, которое владеет сетями без функций сбыта, получает статус энергоснабжающей организации, оказывающей услуги по передаче электроэнергии. В настоящее время плату за транспорт электроэнергии по своим сетям такие компании берут с АО-энерго, а не с потребителей (в соответствии с “Методикой расчета размеры платы за услуги по передаче электрической энергии”, утвержденной ФЭК России №25/3 от 01.01.01 г.). Например, на территории республики Марий Эл имеется семь таких энергоснабжающих организаций.

Затраты на передачу электроэнергии по сетям МУП “ТЭЦ-1” (г. Йошкар-Ола, ОПП) утвержденные РЭК на 4 квартал 2001 года, составляют 16 коп. за 1 кВт. ч. Для сравнения, АО “Белгородэнерго” платит тариф за транзит электрической энергии по сетям МУП “Городские сети” (г. Белгород) в размере 8,7 коп. за 1 кВт. ч.

В АО “Свердловэнерго” нет договоров со сторонними сетевыми компаниями на оказание услуг по передаче (распределению) электроэнергии. Однако планируется перевести все ОПП на услуги по передаче электроэнергии путем внесения изменений в областное законодательство.

Муниципалитеты – это постоянный источник новых электрических сетей. Как удалось выяснить (на примере Екатеринбурга), многие частные инвесторы (застройщики) строят электрические сети (ТП, РП) для энергоснабжения возводимых гражданских и промышленных объектов, в соответствии с заданными ТУ. Не все застройщики имеют желание содержать построенную электроустановку (в силу, например, недостаточной квалификации работников). В этой ситуации инвестор (застройщик) может передать этот объект безвозмездно муниципалитету. Доля муниципальных сетей в регионах будет расти вслед за ростом капитального строительства.

Еще один тип сетевых компаний на территории регионов (низкое напряжение) – это районные эксплуатационные управления (МУП ЖКХ), которые занимаются непосредственно обслуживанием внутридомовых сетей в многоквартирных домах, внутридворовых сетей, светофоров, подземных переходов и других мест общего пользования. Как правило, уровень специалистов, оснащения и техники РЭУ довольно низок, но и решаемые задачи, как правило, не представляют особых сложностей. Например, в энергосистеме АО “Белгородэнерго” РЭУ имеют договорные отношения с МУП “Единая служба заказчика”, согласно которым:

§  РЭУ осуществляют ремонт и обслуживание сетей в зоне ответственности;

§  МУП “Единая служба заказчика” оплачивает услуги РЭУ по представленным актам выполненных работ.

МУП “Единая служба заказчика” получает деньги, в свою очередь, от населения (в виде квартирной платы) и из бюджетов за места общего пользования. В городах, в которых единая служба заказчика не введена, услуги РЭУ оплачивает соответственно население (через квартирную плату) и бюджет (за объекты в местах общего пользования). Деятельность РЭУ регулируется главами районных администраций.

Сетевое хозяйство основных потребителей

Потребители, к сетям которых присоединены субабоненты, названные основными потребителями, также являются субъектами транспорта электроэнергии. Действующее законодательство (Постановление ФЭК № 25/3 от 01.01.01 г.) позволяет им взимать плату за услуги по передаче электроэнергии по своим сетям, однако на территории исследованных энергосистем такая практика не распространена. Статус основного потребителя официально не присваивается.

Большинство субабонентов не оплачивают в отдельности транспорт по сетям основных потребителей. Вопросы поиска источников финансирования на ремонты сетей основных потребителей решаются с субабонентами в частном порядке (при наличии финансовой возможности последних).

Инспекторы ПЭС АО-энерго следят за тем, чтобы субабоненты получали электроэнергию через отдельные приборы учета. При выставлении основному потребителю счетов за потребленную электроэнергию отделы сбыта электрической энергии ПЭС выделяют субабонента отдельной строкой. На основании такой расшифровки основной потребитель уже после оплаты счета взыскивает плату за потребленную электроэнергию с субабонента.

Дополнительные бизнесы сетевых предприятий

Кроме обслуживания собственных и арендуемых сетей ПЭС АО-энерго в каждом из обследованных регионов имеется отдельное направление бизнеса по ремонту и обслуживанию электроустановок абонентов. Некоторые клиенты (как правило, средние промышленные предприятия) не имеют собственного обслуживающего персонала, а покупают эту услугу у АО-энерго. В таком случае между клиентом и ПЭС заключается договор на оказание услуг по оперативно-техническому обслуживанию. Эти услуги не регулируются РЭК в случае, если ПЭС ведет раздельный учет затрат и результатов от такой деятельности. Так как все ПЭС имеют статус либо обособленного подразделения, либо филиала АО-энерго, то денежные поступления от их деятельности направляются на расчетный счет АО-энерго. В будущем при разделении энергокомпаний такие услуги могут давать небольшой, но гарантированный доход для предприятий электрических сетей.

Выводы

Основные сетевые мощности на территории регионов находятся в собственности АО-энерго. Прочее сетевое имущество распределено большей частью среди государственных и муниципальных предприятий. Часть таких компаний передала функции сбыта в АО-энерго и заключила договоры на услуги по транспортировке электроэнергии. АО-энерго в разных регионах платят от 8,5 коп до 16 коп. за передачу 1 кВт. ч по не принадлежащим им сетям. Некоторые МУП сдают сети в аренду или передают в безвозмездное бессрочное пользова­ние АО-энерго. Магистральные сети подключены к сетям АО-энерго. Также имеются не­сколько крупных потребителей, имеющих доступ к магистральным сетям. Некоторые из обследованных АО-энерго начали работу по созданию ДЗО на базе предприятий электросетей совместно с государственным и муниципальным имуществом.

3.  Субъекты, осуществляющие сбыт электроэнергии

К существующим сбытовым функциям по реализации электрической энергии можно отнести:

§  Заключение договоров энергоснабжения с абонентами.

§  Организация коммерческого учета электроэнергии.

§  Эксплуатация и установка счетчиков.

§  Выявление потерь и пресечение хищений электроэнергии.

§  Прием показаний приборов учета. Расчет потребления. Выставление счетов.

§  Инкассация денег. Работа с дебиторами. Воздействие на неплательщиков.

Энергосбыт и отделы сбыта электрической энергии АО-энерго

Основной объем сбыта электроэнергии в регионах и наиболее крупных потребителей контролирует “Энергосбыт”, являющееся обособленным подразделением АО-энерго.

В трех из четырех исследованных энергосистем сбыт централизован, то есть существует центральное отделение ОП “Энергосбыт” (обслуживающее наиболее крупные потребители, небольшое количество договоров и 60-80% продаж электроэнергии по системе), а также несколько отделений, которые работают со всеми потребителями, расположенными на закрепленной территории. Как правило, закрепленная за отделениями ОП “Энергосбыт” территория соответствует территории какого-либо ПЭС.

Пример организации сбыта электроэнергии в АО “Свердловэнерго”.

Центральное отделение ОП “Свердловэнергосбыт” обслуживает 382 договора и аккумулирует 85% доходов АО-энерго. Работа с остальными потребителями АО “Свердловэнерго” осуществляется в ОСЭЭ предприятий электросетей. Миссия ОСЭЭ АО “Свердловэнерго” полностью соответствует задачам отделений ОП “Энергосбыт” в других АО-энерго. Основная масса потребителей с относительно небольшими объемами потребления электроэнергии (среднего размера предприятия, население, бюджетные организации, ОПП и т. п.), расположенных на территории эксплуатационной ответственности ПЭС АО “Свердловэнерго”, заключает договоры энергоснабжения в отделах сбыта электрической энергии этих предприятий. Так, по данным за первое полугодие 2001 г., около 25% полезного отпуска АО “Свердловэнерго” приходилось на договоры, заключенные в ОСЭЭ ПЭС. Отделы сбыта не работают с теми потребителями, которые имеют договор энергоснабжения с ОП “Энергосбыт”, даже если они подключены к сетям ПЭС.

ОП “Свердловэнергосбыт” устанавливает плановые показатели для ОСЭЭ по сбору денежных средств в оплату потребленной электроэнергии и полезного отпуска, а также контролирует их исполнение. Средства за собранную электроэнергию в ОСЭЭ ПЭС поступают на расчетный счет ОП “Свердловэнергосбыт”.

ОПП

Функции сбыта на территории обследованных энергосистем кроме АО-энерго осуществляют также и энергоснабжающие организации, такие как ОПП.

АО-энерго стремятся забрать у ОПП сбытовые функции, о чем свидетельствует успешный опыт исследованных регионов. Часть ОПП добровольно передали сбыт в ОСЭЭ или отделения ПЭС (как, например, в Свердловской области). Как правило, это предприятия, занимающиеся всей коммунальной энергетикой в комплексе.

Статус ОПП официально присваивается только в одном регионе (Свердловской области). В остальных устанавливается специальный тариф для энергоснабжающей организации. Методики определения тарифа принципиально не отличаются.

Существуют покупной тариф и постоянные долги, так как в деятельности многих ОПП практикуется сбор денежных средств, поступающих от реализации электроэнергии, и использование большей их части на удовлетворение собственных нужд (тепло, заработная плата и т. д.). Проконтролировать целевой характер таких расходов достаточно трудно, поскольку ОПП – самостоятельные хозяйствующие субъекты.

Сбытовые функции основных потребителей

На территории исследованных регионов имеются организации различных форм собственности, основная деятельность которых не связана с перепродажей электроэнергии, но к сетям которых подключены субабоненты АО-энерго. По сути, эти организации являются одновременно абонентами (для снабжающей их электроэнергией организации) и энергоснабжающей организацией (для своих субабонентов). Однако они не имеют статуса энергоснабжающих организаций, и энергоснабжение абонентов осуществляется либо по раздельным счетам, либо по трехстороннему соглашению.

Договоры энергоснабжения

Сбыт электроэнергии в регионах осуществляется в рамках договоров энергоснабжения с потребителями, даже в отсутствие общей границы балансовой принадлежности.

Если подводящие сети принадлежат не АО-энерго, то заключается договор на оказание услуг по передаче электроэнергии, по которому энергосистема оплачивает владельцу сетей транзит электроэнергии. В акте разграничения балансовой принадлежности и эксплуатационной ответственности ставятся три подписи – АО-энерго, передающей компании и потребителя.

Договор энергоснабжения заключается между:

§  энергоснабжающей организацией и абонентами, имеющими общую границу балансовой принадлежности и эксплутационной ответственности;

§  энергоснабжающей организацией и абонентами, не имеющими общей границы балансовой принадлежности и эксплутационной ответственности.

Энергоснабжающая организация может осуществлять сбыт электроэнергии без договора энергоснабжения с абонентами в рамках дополнительного соглашения трех сторон (с потребителем и организацией, имеющими договор энергоснабжения), по которому она получает право на сбыт электроэнергии такому абоненту. ПЭО АО “Свердловэнерго” предлагает изменить эту существующую схему на заключение трех отдельных договоров:

§  договор энергоснабжения с потребителем от имени АО “Свердловэнерго”;

§  агентский договор на осуществление договорной и сбытовой деятельности между ОПП и АО “Свердловэнерго”;

§  договор на оказание услуг по передаче электроэнергии по сетям ОПП между ОПП и АО “Свердловэнерго”.

Приборы учета электроэнергии, потери электроэнергии

Одной из главных проблем функционирования энергосистемы в настоящее время является большой объем хищений электроэнергии и объектов сетевого хозяйства (в основном подстанций и распределительных устройств напряжением 15 кВ и ниже).

В целях минимизации потерь электроэнергии в настоящее время предпринимаются меры по оптимизации режима работы сетей (особенно это характерно для сетей напряжением 6-10 кВ) путем замены недогруженных трансформаторов, ремонта и восстановления сетей, распределения сезонной нагрузки сечений трансформаторов, строительства новых линий). Также ОВБ ПЭС совместно с ОП “Энергосбыт” проводят регулярные рейды на предмет обнаружения незаконных подключений к сетям; при этом функция контроля за наружными сетями возлагается на ГКС, а за внутренними – на ОП “Энергосбыт”.

У потребителей установлены различные типы приборов учета электроэнергии, что является одним из источников потерь электроэнергии. Причины – искаженные показания приборов учета в связи с тем, что счетчики работают не в классе, трансформаторы тока работают не в классе, и уровень точности счетчиков крайне низкий (погрешности до 10%). Например, по оценкам специалистов ОП “Энергосбыт” АО “Мариэнерго”, одна четверть коммерческих потерь энергосистемы является следствием неточности показаний приборов, а 2/3 – неоплаченного потребления.

Вместе с тем на территории деятельности каждого АО-энерго существуют крупные потребители, которые установили или устанавливают качественные, высокоточные приборы учета. Так, на территории республики Марий Эл как минимум 13 предприятий подали заявки на применение зонного тарифа и готовы установить интервальные счетчики. В сумме такие потребители составляют 60% полезного отпуска АО “Мариэнерго”.

4.  Потребители

Структура потребления электроэнергии в исследованных энергосистемах заметно различается. Существуют крупные потребители, которые уже сейчас имеют желание и возможности (т. е. удовлетворяют необходимым критериям) выхода на оптовый рынок, либо потенциально готовы это сделать. Эти стремления потребителей данной категории мотивированы главным образом присутствием механизма перекрестного субсидирования, когда на их плечи ложится нагрузка по оплате части электроэнергии, потребляемой другими потребителями. Сравнение существующих отпускных тарифов по категориям потребителей, рассматриваемым в настоящей Модели, по исследованным энергосистемам приведено в таблице 1.

Приборы учета у наиболее крупных потребителей, как правило, более качественные, чем в АО-энерго (включая наличие интервальных счетчиков).

Таблица 1. Средневзвешенные тарифы на электроэнергию в некоторых энергосистемах по группам потребителей

Энергосистема	Текущий усредненный тариф за 1 кВт. ч.
Потребители, которые вероятнее всего станут участниками оптового рынка (“квалифицированными потребителями”)	Потребители, представляющие интерес для энергосбытовых компаний и потенциально желающие воспользоваться их услугами	Остальные потребители
“Свердловэнерго”	41,3 коп.[2]	77,3 коп.[3]	85,6 коп.[4]
“Белгородэнерго”	65,0 коп.[5]	65,0 коп.[6]	75,0 коп.[7]
“Мариэнерго”	56,0 коп.[8]	79,0 коп.[9]	45,0 коп.[10]
“Янтарьэнерго”	57,0 коп.[11]	81,0 коп.	50,0 коп.[12]

В таблице 2 приведена оценка структуры потребления в исследуемых энергосистемах в рамках целевой Модели рынка. Вся совокупность потребителей электроэнергии была разбита на три группы в зависимости от предполагаемого источника покупки электроэнергии: напрямую на оптовом рынке, у энергосбытовых компаний или у гарантирующего поставщика. Так в первую группу были отнесены наиболее крупные промышленные потребители, с характеристиками энергопотребления, близкими к критериям, предъявляемым в настоящее время ФЭК РФ к энергоемким потребителям, желающим самостоятельно покупать электроэнергию и мощность на ФОРЭМ[13]. В группу потребителей, которые вероятнее всего могут стать клиентами энергосбытовых компаний, вошли средние по размеру потребители, неспособные самостоятельно выйти на оптовый рынок. Наконец, в группу потребителей, которые вероятнее всего перейдут на обслуживание к гарантирующему поставщику, вошли население и бюджетные организации.

Таблица 2. Оценка объемов полезного отпуска электроэнергии различным группам потребителей

Энергосистема	Общая месячная стоимость полезного отпуска электроэнергии в текущих ценах, тыс. руб.	Потребители, которые вероятнее всего станут участниками оптового рынка (“квалифицированными потребителями”)[14]	Потребители, представляющие интерес для электросбытовых компаний и потенциально желающие воспользоваться услугами электросбытовых компаний[15]	Остальные потребители, вероятнее всего обслуживаемые гарантирующим поставщиком[16]
Количество	Общая месячная стоимость полезного отпуска электроэнергии в текущих ценах, тыс. руб.	Количество	Общая месячная стоимость полезного отпуска электроэнергии в текущих ценах, тыс. руб.	Количество	Общая месячная стоимость полезного отпуска электроэнергии в текущих ценах, тыс. руб.
“Свердловэнерго”: Вариант 1 (все крупные потребители уходят на оптовый рынок)	1	40	%)	342 средних	%)	Население, бюджетные организации	%)
“Свердловэнерго”: Вариант 2 (все крупные потребители остаются на обслуживании у “Свердловэнерго”)	1	0	0 (0%)	40 крупных и 342 средних	%)	Население, бюджетные организации	%)
“Белгородэнерго”: Вариант 1 (все крупные потребители уходят на оптовый рынок)		3	%)	часть 4,5 тыс. потребителей-юридических лиц	71 %)	260 тыс. (население) + часть 4,5 тыс. потребителей-юридических лиц	%)
“Белгородэнерго”: Вариант 2 (все крупные потребители остаются на обслуживании у “Белгородэнерго”)		0	0 (0%)	3 крупных и часть 4,5 тыс. потребителей-юридических лиц	%)	260 тыс. (население) + часть 4,5 тыс. потребителей-юридических лиц	%)
“Мариэнерго”: Вариант 1 (все крупные потребители уходят на оптовый рынок)	99 050	2	26 %)	Часть из 3088 потребителей-юридических лиц	13 %)	186 тыс. (население) + часть из 3088 потребителей-юридических лиц	58 %)
“Мариэнерго”: Вариант 2 (все крупные потребители остаются на обслуживании у “Мариэнерго”)	99 050	0	0 (0%)	2 крупных и часть из 3088 потребителей-юридических лиц	40 %)	186 тыс. (население) + часть из 3088 потребителей-юридических лиц	58 %)
“Янтарьэнерго”: Вариант 1 (все крупные потребители уходят на оптовый рынок)		1	625 (0,5%)	357	43 ,5%)	287 тыс. (население) + 5192 (непромышленные и сельскохозяйственные потребители)	81 %)
“Янтарьэнерго”: Вариант 2 (все крупные потребители остаются на обслуживании у “Янтарьэнерго”)		0	0 (0%)	358	43 ,0%)	287 тыс. (население) + 5192 (непромышленные и сельскохозяйственные потребители)	81 %)

5.  Обеспечивающие службы и организации