ДИПЛОМ

Тема: "Разработка технологии обоснования предельных уровней тарифа на товар (услугу) предприятия естественной монополии"



Введение
Реформирование электроэнергетики в России привело к образованию такого специфического товара как электроэнергия. Электроэнергия не обладает таким основным свойством присущим остальным товарам, как накопление и возможность удовлетворения растущего спроса запасами. Все это привело к образованию определенного рынка электроэнергии, учитывающего особенности электроэнергии как товара.

Разделение рынка на оптовый и розничный привело к необходимости создания конкурентной среды между производителями на оптовом рынке. В процессе реформирования электроэнергетики рынок постепенно проходит этапы перехода от регулируемого к нерегулируемому, основанному на естественной конкуренции между производителями электроэнергии. Возникают различные виды взаимоотношений между производителями и оптовыми потребителями электроэнергии, что на данном этапе развития привело к образованию:

•    рынка «за день вперед»,

•    рынка «реального времени».

Одной из целей реформирования рынка электроэнергии было создание эффективного рынка электроэнергии, что помогло бы решить задачу привлечения инвестиций в отрасль. Однако того потока инвестиций который ожидался до сих пор не произошло, одна из причин этому – неэффективное государственное регулирование отрасли и в том числе тарифов.

Так же все это привело к тому, что нет четкого регулирования тарифов на передачу электроэнергии, только в последнее время, данная проблема стала регулироваться посредствам организации новых служб по тарификации и нового законодательства. Но до сих пор тарифы на электроэнергию в некоторых областях формируются самостоятельно, и нет четкого трафика, что приводит к очень существенной разнице в ценах на электроэнергию.

Необходимость определения особенностей ценового регулирования в реструктурируемой электроэнергетике, обоснование системы инструментов регулирования этого сектора c учетом происходящих в отрасли процессов, совершенствования методов расчета тарифов на услуги по передаче электроэнергии делает актуальной тему диплома. Так же разработка единой технологии обоснования предельных уровней тарифа на электроэнергию, смогла бы урегулировать тарифное образование и убрать большую разницу между тарифами разных областей на электроэнергию. Необходимо прежде всего ценовое регулирование электроэнергии, это потребует пересмотра его основ, в частности отказа от директивного регулирования конкретных сегментов и введения стимулирующего регулирования. Так же это потребует усиленного контроля за исполнением данных программ правительства и нормативно-правового регулирования тарифов.

Объектом данного дипломного исследования является рынок электроэнергии.

Предметом диплома является регулирование тарифов на рынке электроэнергии.

Цель данной работы: разработать технологию обоснования уровней тарифа на электроэнергию.

Задачи данной дипломной работы:

1)                Провести анализ сложившейся управленческой ситуации в области передачи электрической энергии;

2)                Разработать базовые составляющие технологии обоснования тарифа на товарную услугу естественной монополии;

3)                Рассмотреть сертификацию в области электроэнергии;

4)                Рассмотреть правила обеспечения безопасности передачи электрической энергии по сетям;

5)                Оценить эффективность внедрения разработки тарифа на услугу по передаче электроэнергии.

Научный аппарат дипломной работы: теории микро- и макроэкономики, эволюционный анализ развития различных концепций теории государственного регулирования рынка электроэнергии и образования на нем тарифов.

Результаты дипломной работы:

1)     Анализ рынка электроэнергии;

2)     Технология обоснования тарифа на услугу естественной монополии

3)     Анализ нормативно-правовой базы и сертификации в области электроэнергетики

4)     Анализ правил безопасности при передаче электроэнергии по сетям.

5)     Внедрение тарифа и оценка эффективности от его внедрения.

Научная новизна дипломной работы заключается в следующем:

1)                На основе анализа теоретических концепций государственного регулирования экономики, представленных в эволюционном развитии, и проведенного обзора опыта государственного регулирования естественных монополий определены наиболее значимые концептуальные подходы к разработке методов и моделей государственного регулирования естественных монополий, в частности регулирования монопольных цен: модели альтернативной конкуренции, ценовой дискриминации, многокомпонентных тарифов, затратных и стимулирующих методов ценообразования.

2)                В результате системного анализа современных институциональных условий деятельности естественных монополий, в частности методов ценового регулирования тарифов на услуги естественных монополий, выявлены системные ошибки и недостатки действующих методов расчета тарифов на услуги по передаче электроэнергии. Сделан вывод, что действующие методы регулирования тарифов на услуги по передаче электроэнергии, предполагающие ежегодный пересмотр ставки тарифа, исключают возможность перспективного ценового регулирования. Альтернативой этому должно стать введение новых методов регулирования тарифов на передачу электроэнергии, способствующих открытию электросетей для пользования потребителями и привлечению в них инвестиций с целью устранения очагов неэффективности.

3)                Выявлены особенности устранения очагов неэффективности в работе электросетей. Разработана методика регулирования тарифов на услуги по передаче электроэнергии, содержащая стимулы для подключения потребителей к формированию тарифов.

Достоверность результатов работы достигнута посредством корректного использования достоверной исходной информации, применения положительно зарекомендовавших себя теорий и практического управленческого опыта.

Практическая ценность результатов дипломного проекта: Результаты исследования могут быть применены при разработке проектов изменений в действующие законодательные акты Российской Федерации, затрагивающие вопросы государственного регулирования электроэнергетики, а также в методические указания Федеральной службы по тарифам.

При написании данной дипломной работы мы использовали следующие научные материалы и источники:

1) Тукенов А.А. «Рынок электроэнергии: от монополии к конкуренции»

2) Журнал «Энергорынок» №№9,10,11,12 2007 г.

3) Данные Федеральной антимонопольной службы Российской Федерации.

4) Законодательство Российской Федерации в области тарификации услуг естественных монополий.

5) Рукописи по естественным монополиям различных ученых.

Работа состоит из введения, 5 глав, заключения и списка литературы. В первой главе проводим анализ рынка электроэнергетики, и рассматриваем теорию и практику по вопросам обосновании и разработки тарифа на услуги естественной монополии. Во второй главе разрабатываем базовые составляющие технологии обоснования тарифа на товарную услугу естественной монополии. В третьей главе рассматриваем вопросы стандартизации и сертификации процесса передачи электроэнергии. Четвертая глава затрагивает вопросы правил обеспечения безопасности передачи электроэнергии по сетям. И в пятой главе мы оцениваем эффективность внедрения разработки. В заключении мы делаем выводы по работе.



1. Анализ сложившейся управленческой ситуации в области передачи электрической энергии
1.1          
Анализ рынка передачи электроэнергии
Структура оптового рынка электроэнергии РФ

Оптовый рынок электрической энергии и мощности (ОРЭ) представляет собой систему договорных отношений совокупности его участников (субъектов), связанных между собой единством технологического процесса производства, передачи, распределения и потребления электроэнергии в России. Субъектами рынка являются организации, осуществляющие куплю-продажу электроэнергии (мощности) и (или) предоставляющие инфраструктурные услуги на оптовый рынок электроэнергии и мощности.

За организацию купли-продажи электроэнергии на оптовом рынке (торговой системы оптового рынка) отвечает, созданное в соответствии с Федеральным законом «Об электроэнергетике», Некоммерческое Партнерство «Администратор торговой системы оптового рынка электроэнергии и мощности» – НП «АТС». Система расчетов между участниками рынка обеспечивает клиринговая компания, учрежденная НП «АТС» – ЗАО «Центр финансовых расчетов».

В течение переходного периода оптовая торговля электроэнергией (мощностью) на рынке осуществляется в двух секторах: секторе свободной торговли и регулируемом секторе. В рамках регулируемого сектора также осуществляется купля-продажа отклонений между фактическим и запланированным производством (потреблением) электроэнергии – балансирующий рынок.

Потребители, вышедшие в регулируемый сектор рынка электроэнергии могут приобретать 100% электроэнергии на оптовом рынке. Объемы планового потребления таких участников включаются в ежегодно утверждаемый Федеральной Службой Тарификации (ФТС) России баланс электроэнергии и мощности. Данные потребители вправе приобретать 30% своего объема на секторе свободной торговли по нерегулируемым ценам.

Производители электроэнергии (генерирующие компании) продают производимую ими электроэнергию на регулируемом секторе в объеме, включенном ФСТ России в баланс электроэнергии и мощности. Дополнительные объемы в размере до 15% от установленной мощности генерирующего оборудования электростанций производители электроэнергии (генерирующие компании) вправе продавать в секторе свободной торговли.

Потребители, вышедшие только на сектор свободной торговли (т.н. «частичные» участники сектора свободной торговли), могут приобретать до 30% требуемого объема электроэнергии на секторе свободной торговли по нерегулируемой цене. Остальной объем электроэнергии такие потребители приобретают на розничном рынке, как правило, у сбытовой компании, образовавшейся в процессе реорганизации АО-энерго.

Потребители сектора свободной торговли и регулируемого сектора вправе приобретать весь объем электроэнергии соответственно на розничном рынке или регулируемом секторе. Такая возможность ограничивает рост цены сектора свободной торговли, как правило, до цены регулируемого сектора рынка.

Структура рынка электроэнергии в 2008 году.

Генерация Инфраструктура Сбыт

1 ЧТГК ФСК Гарантирую-

6 тепловых ОГК Системный оператор щие постав-

1 Гидро ОГК МРСК (холдинг) + 4–5МРСК щики

Росэнергоатом АТС независимые

Производители

Изолированные

АО-энерго

Ремонты

Другие сервисы

ОГК – оптовые генерирующие компании

ТГК – территориальные генерирующие компании.

МРСК – межрегиональная сетевая компания.

ФСК – Федеральная сетевая компания.

Таким образом мы видим, что на данный момент после реформирования рынка электроэнергии мы имеем из генерирующих компаний 1 частную территориальную генерирующую компанию, 6 тепловых тепловых оптовых генерирующих компаний, 1 гидро оптовых генерирующих компаний и компания Росэнергоатом. В данный момент времени Все энергокомпании объединяют в МРСК, например делают одну компанию МРСК Урала, у которой главный офис находится в городе Екатеринбург, а все энергокомпании на Урале – это ее филиалы, например как филиал в городе Перми, который раньше был отделением Пермэнерго.

Реформирование электроэнергетики.

В соответствии с законодательством об электроэнергетике, все компании, совмещающие естественно-монопольные и потенциально конкурентные виды деятельности, должны их разделить. К потенциально конкурентным видам деятельности относятся производство и купля-продажа электроэнергии, к естественно – монопольным – оказание услуг по передаче электрической энергии и оперативно-диспетчерскому управлению. В соответствии с данной нормой, направленной на развитие конкуренции, все компании, совмещающие указанные виды деятельности, должны их разделить. Федеральная антимонопольная служба России, в соответствии с решениями Межведомственной комиссии по реформированию электроэнергетики, осуществляет мониторинг процессов разделения видов деятельности, оказывает содействие компаниям электроэнергетики в целях обеспечения выполнения требований законодательства, а также ведет разъяснительную работу среди таких компаний.[1]

Советом директоров ОАО РАО «ЕЭС России» утверждены проекты реформирования 67 из 72 АО-энерго. Полностью завершена реализация 60% проектов реорганизации АО-энерго (43 компании). Базовый проект реформирования АО-энерго предполагает разделение активов каждой компании на 4 общества:

– генерирующую компанию (ГК),

– энергосбытовую компанию (ЭСО),

– распределительную сетевую компанию (РСК),

– магистральную сетевую компанию (МСК).

Также функции оперативно-диспетчерского управления, осуществляемые региональными диспетчерскими управлениями (РДУ) были ранее переданы от АО-энерго ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» – системному оператору.

Активы нескольких АО-энерго будут консолидированы в территориальные генерирующие компании (ТГК), активы ЭСО будут находиться в управлении ТГК, активы РСК АО-энерго на территории федеральных округов будут объединены в межрегиональные распределительные компании (МРСК), МСК будут объединены в холдинг Федеральной сетевой компании – ОАО «ФСК ЕЭС».

Все указанные компании – ТГК, ЭСО, МРСК и ФСК ЕЭС станут или уже стали субъектами оптового рынка электроэнергии. ТГК – в роли поставщиков электроэнергии, ЭСО – в роли покупателей, а МРСК и ФСК – в качестве потребителей в объемах покупки потерь электроэнергии в своих сетях.

Однако антимонопольную службу волнует поведение, прежде всего, генерирующих компаний, которые своими действиями могут ограничить конкуренцию на оптовом рынке. Так, на базе активов АО-энерго будет создано 14 ТГК. Также крупные электростанции, как правило, действующие в качестве акционерных обществ, будут объединены в – 6 «тепловых» оптовых генерирующих компаний (ОГК) на базе крупнейших ГРЭС, 1 ОГК на базе гидроэлектростанций. Всего – 21 генерирующая компания.

Генерирующие компании сформированы с учетом максимального ограничения рыночной силы, т.е. конфигурация разработана таким образом, чтобы каждая из ОГК и ТГК могла оказать наименьшее влияние на цены оптового рынка электроэнергии. Указанная конфигурация генерирующих компаний прошла независимую оценку по заказу ФАС России и в целом признана как допустимая с точки зрения создания условий для развития реальной конкуренции на оптовом рынке.

Тем не менее, возможности для неконкурентных действий на оптовом рынке – манипуляции ценами, могут возникнуть практически у каждой из ТГК или ОГК. Такие возможности будут возникать в различные периоды времени в зависимости от объема спроса и предложения электроэнергии, сетевых ограничений для передачи электроэнергии в определенных зонах. Указанные обстоятельства в свою очередь определяются погодными условиями, графиками планового и внепланового ремонта сетевого и генерирующего оборудования, ценами на топливо и другими факторами. Именно по этой причине основная роль в данном анализе уделена производственным и корпоративным результатам генерирующих компаний – главным объектам антимонопольного контроля на рынке электроэнергии.

Также среди основных итогов реформирования можно выделить:

– Начало работы сектора свободной торговли ОРЭ на территории Сибири.

– Начало работы обновленной модели сектора отклонений ОРЭ – балансирующего рынка. Отбор поставщиков здесь производится в режиме реального времени, что позволяет максимально сблизить рыночные механизмы торговли электроэнергией и технологию управления энергетическими режимами.

– Рост количества участников ОРЭ. По состоянию на конец 2005 года всего присоединились к торговой системе НП «АТС» 230 участников. Из них 85 – независимые от ОАО РАО «ЕЭС Росси» организации. В торгах участвовали 129 субъектов. Доля ССТ от совокупного объема генерации по территории Европейской части России и Урала составила 10%, по территории ценовой зоны Сибири – 2,7%.

– Принятие 7 декабря 2005 Правительством РФ Постановления №738 «О порядке формирования источника средств на оплату услуг по формированию технологического резерва мощностей по производству электрической энергии в целях предотвращения возникновения дефицита электрической мощности», который формирует правовую основу для гарантирования инвестиций, определяет механизмы отбора инвестиционных проектов при строительстве производственных мощностей для предотвращения дефицита электрической мощности.[2]

Нормативное обеспечение реформирования электроэнергетики

ФАС России принимал активное участие в формировании нормативной базы реформирования электроэнергетики, а именно в согласовании:

1) Постановления Правительства РФ от 7 декабря 2005 №738 «О порядке формирования источника средств на оплату услуг по формированию технологического резерва мощностей по производству электрической энергии в целях предотвращения возникновения дефицита электрической мощности» (принято Правительством РФ, с замечаниями ФАС России);

2) Комплексного плана реформирования электроэнергетики (готовил МЭРТ, согласован после внесения замечаний ФАС России, возвращен Аппаратом Правительства на доработку с учетом декабрьского заседания правительства по реформе);

3) Постановления Правительства РФ «Об утверждении правил функционирования розничных рынков электроэнергии в переходном периоде реформирования электроэнергетики»;

4) Постановления Правительства РФ «О правилах заключения и исполнения публичных договоров на оптовых и розничных рынках электроэнергии и примерном договоре поставки электроэнергии потребителям»;

5) Изменений в Постановление Правительства РФ от 26 февраля 2004 года №109 «О ценообразовании в отношении электрической и тепловой энергии в РФ» (разработано ФСТ России, на данном этапе на согласовании в ФАС России);

6) Постановления Правительства РФ «О порядке принятия решений ФСТ России»;

7) Проекта ФЗ «Об особенностях владения, пользования и распоряжения имуществом эксплуатирующих организаций атомных станций РФ по акционированию ФГУП «Концерн Росэнергоатом» и проекта Указа Президента РФ «Об изменении организационно-правовой формы ФГУП «Российский государственный концерн по производству электрической и тепловой энергии на атомных станциях»;

8) Проекта Постановления Правительства РФ «Правила осуществления антимонопольного контроля на оптовом и розничном рынке электрической энергии (мощности)».

9) Изменений в Постановление Правительства РФ от 24 октября 2003 г. №643 «О правилах оптового рынка электрической энергии (мощности) переходного периода», которые положили начало для функционирования сектора свободной торговли (ССТ) во Второй ценовой зоне (зона Сибири) и балансирующего рынка электроэнергии.

10) Методические указания по определению размера платы за технологическое присоединение к электрическим сетям (утверждены Приказом ФСТ России от 15.02.05. 22‑э/5)

11) Приказа ФСТ России от 23 августа 2005 №392 «О присвоении статуса субъекта оптового рынка – участника обращения электрической энергии на регулируемом секторе оптового рынка акционерным обществам, создаваемым в процессе реформирования организации, и исключении акционерных обществ из перечня организаций – субъектов федерального (общероссийского) оптового рынка электрической энергии (мощности), тарифы на электрическую энергии для которых устанавливаются федеральной службой по тарифам» (разработчик – ФСТ России).

Перспективы развития оптового рынка электроэнергии

В соответствии с протоколом заседания Правительства РФ, запланировано проведение следующих мероприятий:

– Принятие новой модели оптового рынка, в которой нынешний регулируемый сектор будет трансформирован в сектор регулируемых договоров, сектор свободной торговли – в рынок на сутки вперед. Также будет введен рынок мощности, а затем – рынок системных услуг. Это позволит избавиться от ряда проблем, которые не представляется возможным решить в рамках нынешней модели ОРЭ, а также определить рыночную стоимость электроэнергии и получить ценовые сигналы для инвестиций, ликвидировать небаланс рынка и задать динамику постепенной либерализации ОРЭ.

– Принятие системы антимонопольного контроля на ОРЭ, в т.ч. изменение ФЗ «Об электроэнергетике» в целях формирования правовых оснований для эффективной системы контроля участников на рынке. Данная система будет заложена в федеральном законе, правилах ОРЭ и регламентах администратора торговой системы.

– Утверждение Комплексного плана реформирования электроэнергетики, который определит стратегию и тактику реформирования электроэнергетики, заменив устаревшие планы и подходы, зафиксированные в постановлении Правительства №526 от 11.07.2001 г. «О реформировании электроэнергетики Российской Федерации»;

– Принятие правил функционирования розничного рынка электроэнергии, который определит систему взаимоотношений между новыми субъектами отрасли и позволит решить значительный перечень проблем, имеющихся в сфере розничного рынка в настоящее время. Также данный документ должен заложить основы для развития конкуренции в этом сегменте;

– Определение согласованной позиции федеральных органов власти по вопросу обособления объектов генерации от ОАО «РАО «ЕЭС России»;

– Принятие решения о способах ликвидации перекрестного субсидирования в электроэнергетике.

Планируется, что оптовый рынок электроэнергии будет делиться на 4 основных части (сегмента): сегмент долгосрочных договоров, рынок на сутки вперед (спот), балансирующий рынок, рынок мощности.

Сегмент регулируемых договоров. Этот сегмент будет составлять основу ОРЭ. На нем будут «расторговываться» большая часть производимой электроэнергии. Суть сегмента заключается в том, что объемы и цены в прямых договорах между производителем и потребителем будет установлена государством на некий срок (от 1 до 3 лет). Первоначально объем регулируемого рынка будет соответствовать объемам регулируемого сектора. И все 100% объемов электроэнергии участников нынешнего оптового рынка будут зафиксированы в таких регулируемых договорах. Впоследствии данный сегмент будет ежегодно сокращаться за счет увеличения объемов электроэнергии, поставляемых по свободным долгосрочным договорам и с оптового рынка.

Рынок на сутки вперед (спот). На этом рынке будут проходить торги на поставку электроэнергии на сутки вперед. Здесь будет формироваться цена электроэнергии в зависимости от ограничений по передаче электроэнергии, сетевых потерь и других параметров. Первоначально здесь будут торговаться электроэнергия в объеме отклонений от параметров, зафиксированных в регулируемых договорах.

Балансирующий рынок. Это рынок «он-лайн», на котором торгуются заявки на текущее производство или потребление на час вперед до фактического производства / потребления. На торги выставляются объемы отклонений фактического производства / потребления от запланированного по результатам торгов на спотовом рынке.

Рынок мощности: на этом рынке будут проходить аукционы на поставку / покупку мощности электроэнергии на год, а впоследствии на 3 года вперед. На данном рынке электростанции будут получать средства, компенсирующие условно-постоянные издержки, связанные с поддержанием в рабочем состоянии генерирующего оборудования.[3]

4. Правила обеспечения безопасности передачи электроэнергии по сетям
4.1 Парниковый эффект
Количественно величина парникового эффекта определяется как разница между средней приповерхностной температурой атмосферы планеты и её эффективной температурой. Парниковый эффект существенен для планет с плотными атмосферами, содержащими газы, поглощающие излучение в инфракрасной области спектра, и пропорционален плотности атмосферы. Следствием парникового эффекта является также сглаживание температурных контрастов как между полярными и экваториальными зонами планеты, так и между дневными и ночными температурами

Природа парникового эффекта

Прозрачность атмосферы Земли в видимом и инфракрасном диапазонах (поглощение и рассеивание):

1. Интенсивность солнечной радиации и инфракрасного излучения поверхности Земли – даны спектральные интенсивности без учёта и с учётом поглощения

2. Суммарное поглощение и рассеивание в атмосфере в зависимости от длины волны

3. Спектры поглощения различных парниковых газов и рэлеевское рассеяние. Парниковый эффект атмосфер обусловлен их различной прозрачностью в видимом и дальнем инфракрасном диапазонах. На диапазон длин волн 400– ? 1500 нм (видимый свет и ближний инфракрасный диапазон) приходится 75% энергии солнечного излучения, большинство газов не поглощают в этом диапазоне; рэлеевское рассеяние в газах и рассеяние на атмосферных аэрозолях не препятствуют проникновению излучения этих длин волн в глубины атмосфер и достижению поверхности планет. Солнечный свет поглощается поверхностью планеты и её атмосферой (особенно излучение в ближней УФ- и ИК-областях) и разогревает их. Нагретая поверхность планеты и атмосфера излучают в дальнем инфракрасном диапазоне: так, в случае Земли () 75% теплового излучения приходится на диапазон 7,8–28 мкм, для Венеры () – 3,3–12 мкм.

Атмосфера, содержащая газы, поглощающие в этой области спектра (т. н. парниковые газы – H2O, CO2, CH4), существенно непрозрачна для такого излучения, направленного от её поверхности в космическое пространство, то есть имеет в ИК-диапазоне большую оптическую толщину. Вследствие такой непрозрачности атмосфера становится хорошим теплоизолятором, что, в свою очередь, приводит к тому, что переизлучение поглощённой солнечной энергии в космическое пространство происходит в верхних холодных слоях атмосферы. В результате эффективная температура Земли как излучателя оказывается более низкой, чем температура её поверхности.

Влияние парникового эффекта на климат Земли

Исходя из того, что «естественный» парниковый эффект – это устоявшийся, сбалансированный процесс, увеличение концентрации «парниковых» газов в атмосфере должно привести к усилению парникового эффекта, который в свою очередь приведет к глобальному потеплению климата. Количество CO2 в атмосфере неуклонно растет вот уже более века из-за того, что в качестве источника энергии стали широко применяться различные виды ископаемого топлива (уголь и нефть). Кроме того, как результат человеческой деятельности в атмосферу попадают и другие парниковые газы, например, метан, закись азота и целый ряд хлоросодержащих веществ. Несмотря на то, что они производятся в меньших объёмах, некоторые из этих газов куда более опасны с точки зрения глобального потепления, чем углекислый газ.

Деятельность человека приводит к повышению концентрации парниковых газов в атмосфере. Увеличение концентрации парниковых газов приведет к разогреву нижних слоев атмосферы и поверхности земли. Любое изменение в способности Земли отражать и поглощать тепло, в том числе вызванное увеличением содержания в атмосфере тепличных газов и аэрозолей, приведет к изменению температуры атмосферы и мировых океанов и нарушит устойчивые типы циркуляции и погоды.

Тем не менее, ведутся ожесточенные споры вокруг того, какое конкретно количество этих газов вызовет потепление климата и в какой степени, а также как скоро это произойдет. Даже когда изменение климата действительно происходит, в этом трудно быть стопроцентно уверенным. Мировые средние температуры могут сильно колебаться в пределах нескольких лет и десятилетий – причем по естественным причинам. Проблема в том, что считать средней температурой, и на основании каких критериев судить, действительно ли она изменилась в ту или другую сторону.

В конце восьмидесятых – начале девяностых годов XX века несколько лет подряд среднегодовая глобальная температура была выше обычной. Это вызвало опасения в том, что вызванное человеческой деятельностью глобальное потепление уже началось. Среди ученых существует консенсус, что за последние сто лет среднегодовая глобальная температура поднялась на 0,3 – 0,6 градусов Цельсия. Существует научный конценсус, что жизнедеятельность человека является основным фактором который влияет на текущее повышение температуры на земле.

Возможно, однако, что существующий скепсис в вопросе глобального потепления порожден корпорациями, которым не выгодно сокращать или адаптировать свое производство. Многие компании содержали «своих» ученых, которые должны были опровергать влияние человека на климат.
4.2 Киотский протокол
Статус соглашения

Участие стран в Киотском протоколе. Страны, подписавшие и ратифицировавшие Протокол

Страны, подписавшие, но отказавшиеся ратифицировать Киотский протокол (США)

По состоянию на 26 марта 2009 Протокол был ратифицирован 181 страной мира (совокупно ответственными за более чем 61% общемировых выбросов). Заметным исключением из этого списка являются США. Первый период осуществления протокола начался 1 января 2008 и продлится пять лет, до 31 декабря 2012, после чего, как ожидается, на смену ему придёт новое соглашение, предположительно достигнутое в декабре 2009 на конференции ООН в Копенгагене.

Детали соглашения

Количественные обязательства

Киотский протокол стал первым глобальным соглашением об охране окружающей среды, основанным на рыночных механизмах регулирования – механизме международной торговли квотами на выбросы парниковых газов.

Страны Приложения B Протокола определили для себя количественные обязательства по ограничению либо сокращению выбросов на период с 1 января 2008 до 31 декабря 2012 года. Цель ограничений – снизить в этот период совокупный средний уровень выбросов 6 типов газов (CO2, CH4, гидрофторуглеводороды, перфторуглеводороды, N2O, SF6) на 5,2% по сравнению с уровнем 1990 года.

Основные обязательства взяли на себя индустриальные страны:

Евросоюз должен сократить выбросы на 8%

Япония и Канада – на 6%

Страны Восточной Европы и Прибалтики– в среднем на 8%

Россия и Украина – сохранить среднегодовые выбросы в 2008–2012 годах на уровне 1990 года

Развивающиеся страны, включая Китай и Индию, обязательств на себя не брали.

Обязательства на последующие годы будут предметом серии переговоров, которая была открыта на первой Встрече сторон Киотского протокола (MOP‑1 – англ. Meeting of the Parties to the Kyoto Protocol), прошедшей в ноябре–декабре 2005 года в Монреале.

Механизмы гибкости

Протокол также предусматривает так называемые механизмы гибкости:

– торговлю квотами, при которой государства или отдельные хозяйствующие субъекты на его территории могут продавать или покупать квоты на выбросы парниковых газов на национальном, региональном или международном рынках;

– проекты совместного осуществления – проекты по сокращению выбросов парниковых газов, выполняемые на территории одной из стран Приложения I РКИК полностью или частично за счёт инвестиций другой страны Приложения I РКИК;

– механизмы чистого развития – проекты по сокращению выбросов парниковых газов, выполняемые на территории одной из стран РКИК (обычно развивающейся), не входящей в Приложение I, полностью или частично за счёт инвестиций страны Приложения I РКИК.

– Механизмы гибкости были разработаны на 7‑й Конференции сторон РКИК (COP‑7), состоявшейся в конце 2001 года в Марракеше (Марокко), и утверждены на первой Встрече сторон Киотского протокола (MOP‑1) в конце 2005.

Киотский протокол и Россия

Федеральный закон «О ратификации Киотского протокола к Рамочной конвенции Организации Объединённых Наций об изменении климата» был принят Госдумой РФ 22 октября 2004 года и одобрен Советом Федерации 27 октября 2004. Президент РФ Владимир Путин подписал его 4 ноября 2004 года (под №128‑фз). Протокол вступил в силу 16 февраля 2005 года, через 90 дней после официальной передачи документа о ратификации его Россией в Секретариат РКИК 18 ноября 2004 (для вступления его в силу была необходима ратификация государствами, на долю которых приходилось бы не менее 55% выбросов парниковых газов). Первый период осуществления протокола начался 1 января 2008 года и завершится 31 декабря 2012.

В течение первого года действия Киотского протокола, 2005, его механизм на территории России так и не начал действовать – создание национальной биржи по торговле квотами на выбросы парниковых газов фактически было приостановлено на неопределённый срок, отсутствали и проекты совместного осуществления по замене оборудования российских предприятий на более эффективное и экологически чистое. Причина состояла в отсутствии документов, необходимых для создания национального реестра выбросов парниковых газов.

В марте 2006 года на заседании Правительства Российской Федерации был рассмотрен вопрос о реализации положений Киотского протокола. Министерству экономического развития и торговли вместе с другими федеральными органами власти было поручено в течение двух месяцев подготовить концепцию проекта законодательного акта, регулирующего вопросы реализации в Российской Федерации Киотского протокола. Кроме того, в течение одного месяца должен быть подготовлен документ, регулирующий применение статьи 6 Киотского протокола, согласно которой Россия может привлекать инвестиции в проекты совместного осуществления.

К началу 2008 года в России были готовы процедуры работы по Киотскому протоколу, на официальном сайте РКИК ООН были представлены порядка 50 проектов совместного осуществления из России. В России работают международные компании, такие как консультанты CAMCO и Global-Carbon, орган по проведению независимой экспертизы проектов по сокращению выбросов (детерминации) SGS, а также один из крупнейших покупателей квот шведский концерн Tricorona Ab (Трикорона ОАО).




4.3 Экономия электроэнергии
Меры против растраты электроэнергии

Улучшение технологий должно повысить КПД систем бесперебойного энергоснабжения, особенно при их частичной загруженности. Речь идет далеко не о мелочах: к примеру, как обещают производители, для установки мощностью 40 кВА экономия составит около 8700 кВтхч в год.

За исключением коротких перерывов на техническое обслуживание, системы ИБП эксплуатируются по 24 часа в сутки на протяжении многих лет. Теряемая мощность, какой бы незначительной она ни казалась на первый взгляд, суммируется в огромные цифры расходов и отрицательного воздействия на окружающую среду. Поэтому производители систем ИБП активно работают над улучшением КПД. Недавно предложенный подход для выпрямителей и преобразователей тока, названный «фиксацией нейтральной точки» (Neutral Point Clamp, NPC), позволил добиться заметного скачка в производительности.

Предприятия стали уделять особое внимание энергоэффективным системам ИТ с тех пор, как вопрос заботы о климате стал доминировать в общественных дискуссиях, а затраты на электроэнергию стремительно скакнули вверх при отсутствии перспектив прекращения роста цен. Первыми кандидатами на принятие мер по оптимизации потребления ресурсов оказываются центры обработки данных. Списки расточителей энергии возглавляют ИБП. Поскольку они не делают ничего другого, кроме обеспечения энергией подключенных устройств, в том числе в случае потери питания от сети, кажется, что они расходуют электричество крайне расточительно.

При этом часто забывают, что системы ИБП работают без перерывов. Они постоянно преобразуют переменный ток из сети в постоянный ток для питания батареи, чтобы потом, в случае отказа основной сети, поддержать подачу энергии. Однако для питания подключенных устройств необходима обратная трансформация.

Такой двойной процесс преобразования приводит к вынужденным потерям и проявляется в виде выделения тепла. Это нецелевое потребление энергии влияет на две статьи расходов: затраты на эксплуатацию системы ИБП и на климатизацию. Чем меньше КПД, представляющий собой соотношение полученной и отданной мощности, тем больше электроэнергии преобразуется в тепло, что, в свою очередь, усиливает потребность в охлаждении.

Поскольку на протяжении десятилетнего срока службы систем ИБП каждый дополнительный процент КПД не только заметно сокращает эксплуатационные расходы, но и снижает выброс CO2, новые концепции ИБП фокусируются на повышении КПД (см. Рисунок 1). Современные устройства, как правило, обеспечивают хорошие показатели КПД, которые составляют 92% и более. Дальнейшие улучшения возможны благодаря применению передовых вентилей статических преобразователей тока. Системы с цифровыми компонентами на биполярных транзисторах с изолированным затвором (Isolated Gate Bipolar Transistor, IGBT) позволяют добиться значений КПД более 96%. В новейших системах эта технология используется не только в инверторах, но и в выпрямителях.

ПОВЫШЕНИЕ КПД

Однако достижение высокого КПД возможно лишь при правильной нагрузке на системы ИБП. Оптимальная загруженность при постоянной работе составляет 70–90%. Прежде чем принимать решение о приобретении, у производителя следует поинтересоваться относительно способа измерения конкретного КПД. Как правило, его значение указывается для эксплуатации при полной нагрузке, причем измерение КПД осуществляется в реальной инсталляции.

Лишь немногие системы ИБП работают на пределе своих возможностей. Традиционна частичная загрузка, особенно при избыточном оснащении, столь характерном для центров обработки данных, т.е. следует исходить из более низких показателей КПД при частичной загрузке, а значит, из большой потери энергии.

Именно на эту проблему направлено внимание при разработке современных подходов к дальнейшей оптимизации. Цель – добиться того, чтобы при эксплуатации систем ИБП в режиме неблагоприятной нагрузки КПД не ухудшался столь значительно, как раньше. За последнее время в этом направлении достигнут большой прогресс. К примеру, Alpha Technologies включила в свой продуктовый портфель серию устройств ИБП с КПД выше 96% при полной загрузке, причем его значение не опускается ниже 92% в случае малой загруженности. Такими характеристиками модель обязана технологии «фиксации нейтральной точки» (Neutral Point Clamp, NPC).

Для преобразования постоянного тока из батареи в переменный ток в двойных преобразователях класса VFI SS III применяются полумостовые (Half Bridge) инверторы. Ориентируясь на некоторую точку отсчета (как правило, нулевую), традиционные преобразователи работают с двумя уровнями напряжения. В современных ИБП вместо обычных двухуровневых преобразователей (2‑Level Inverter) устанавливаются инверторы на основе трехуровневого NPC. Эти преобразователи среднего напряжения оказываются очень эффективными в широком диапазоне частот переключений.

Для реализации такого подхода вентили статических преобразователей тока (IGBT) соединены последовательно и работают через фиксирующие диоды (Clamp Diodes) и конденсаторы промежуточного контура в так называемом трехуровневом режиме (Three Level Mode) (см. Рисунок 2). Тем самым достигается более рациональное использование полупроводниковых переключателей, а кривая выходного напряжения становится гораздо ровнее. При одновременном сокращении гармонических колебаний, воздействующих на систему в виде искажений, КПД значительно повышается.

Что из этого следует? Прежде всего, меньшее искажение напряжения, причем при любой степени загруженности системы. Далее, при высоких напряжениях становится возможным использование компонентов, предназначенных для более низких напряжений. Решающее преимущество: теряемая мощность сокращается до минимума. Теперь на входе и выходе можно реализовать трехфазные системы ИБП, не чувствительные к колебаниям напряжения и нагрузки. Одновременно обеспечиваются идеальный синусоидальный сигнал и максимальная электрическая мощность.

Стоимость системы 40 кВА с технологией NPC превышает стоимость систем такого же уровня мощности традиционной конструкции вследствие применения более дорогих компонентов на выходе. Однако дополнительные затраты на приобретение технически более совершенного решения окупаются, по оценкам производителя, уже через год: экономия потребляемой электроэнергии составляет около 8700 кВтхч. Это снижает расходы на электроэнергию при эксплуатации ИБП приблизительно на 1900 евро в год, а на охлаждение – до 600 евро. Выброс CO2 сокращается на 6 т.



5. Оценка эффективности внедрения разработки
5.1 Формирование технологии оценки
Оценка энергоэффективности региона в физических показателях включает в себя количество производимого валового регионального продукта в расчете на одну тонну условного топлива. Данные показатели сравниваются с аналогичными показателями в странах Европейского союза и средними по Российской Федерации.

Получаются неутешительные цифры. Если в Евросоюзе на одну тонну условного топлива производится валового продукта на 6 000 долларов, в России – на 1 800 долларов, то, скажем, в Пермском крае – только на 1 100 долларов. Из этого следует, что наша энергетика сегодня неэффективна. Потери топлива по всей сети достигают 70 процентов.

Большие потери возникают при выработке энергии, ее транспортировке, из-за несовершенных технологий по генерации. На западе, к примеру, существует парагазовый цикл, который позволяет эффективно использовать топливо на единицу вырабатываемой энергии. Мы по всем этим параметрам сегодня отстаем.

При этом все разговоры про энергосбережение уходят в никуда. Причина этого в том, что энергетика развивается сама по себе, а эффективность энергопотребления сама по себе. Сегодня необходимо стратегию энергетики, подготовку всех мероприятий по развитию производства энергии проводить параллельно с мероприятиями по энергосбережению. То есть если, допустим, инвестиции в киловатт-час составляют 800 долларов и выше, то необходимо прикинуть, сколько же средств пойдет в энергосбережение. А в энергосбережение обычно идет в четыре–пять раз меньше, то есть 200–300 долларов на один киловатт. При создании программ по развитию энергетического комплекса, необходимо рассматривать альтернативные позиции: что более эффективно или в энергосбережение вложить средства, или в наращивание мощностей с целью преодоления дефицита энергии.

Необходимо создание агентства по энергосбережению на уровне региона, которое должно выступать контрагентом в части развития энергосберегающих технологий. Поскольку энергосбережение – это вопрос местного регионального уровня.

Учитывая глобальный экономический кризис и ваши предложения по тарифной политике, получается, что мы снова должны перейти к тотальному государственному регулированию?

Ни в коем случае. Предлагаемый концептуальный подход к формированию моделей государственного регулирования энергетического комплекса основывается на дифференцированном подходе. Если предприятие имеет показатели эффективности на высоком уровне, то государство не регулирует такое предприятие, кроме введения ограничений для естественных монополий.

Усилия государственных органов вла­сти должны быть направлены на активизацию инвестиционной и инновационной деятельности в региональном энергетиче­ском комплексе. А модели регулирования деятельности энергетических предприятий в условиях естественной монополии предполагают мультидеятельный подход к формированию методов государственного регулирования. При этом степень их взаимоотношений зависит от эффективности функционирования регионального энергетического комплекса. Чем эффективнее функционирует региональный энергетический комплекс – тем меньше государственное участие.

Последние решения Правительства РФ на госсовете в Ижевске по переходу страны на новую модель конкурентной экономики направлены на производство современных товаров высокого качества с конкурентной себестоимостью. При существующем состоянии российской энергетики (прогнозируемый дефицит электроэнергии к 2010 году и низкие показатели ее эффективности) – это миф. Для исправления сложившейся ситуации сегодня необходимо срочное введение дифференцированного подхода к управлению развитием энергетики и механизмов стимулирования внедрения технологических и организационных инноваций как на региональном, так и на федеральном уровне.
5.2 Оценка ожидаемого экономического эффекта и эффективности
Нормирование и снижение потерь электроэнергии в электрических сетях: результаты, проблемы, пути решения

В 2004 г. вышли новые директивные документы, давшие импульс для дальнейшего развития работ. Первый из них – «Основы ценообразования в отношении электрической и тепловой энергии в РФ», утвержденные Постановлением Правительства РФ от 26.02.2004 №109. В п. 64 разд. VI этого документа сказано: «…Тарифы на услуги по передаче электрической энергии по распределительным сетям определяются путем деления необходимой валовой выручки организаций, оказывающих данные услуги (в том числе с привлечением других организаций), на суммарную присоединенную (заявленную) мощность потребителей услуг в расчетном периоде регулирования и дифференцируются по уровням напряжения и иным критериям, установленным законодательством РФ, в соответствии с методическими указаниями, утверждаемыми Федеральной службой по тарифам. В указанных тарифах учитываются расходы на оплату нормативных технологических потерь, не включенных в тарифы (цены) на электрическую энергию (мощность), в целях компенсации экономически обоснованных расходов организаций, оказывающих услуги по передаче электрической энергии, на покупку электрической энергии в объемах, необходимых для покрытия нормативных технологических потерь. Нормативы технологических потерь утверждаются Министерством энергетики РФ…».

Во исполнение этого постановления приказом ФСТ России от 06.08.2004 №20‑Э/2 утверждены «Методические указания по расчету регулируемых тарифов и цен на электрическую (тепловую) энергию на розничном (потребительском) рынке». В п. 44 этих Указаний установлена дифференциация размера тарифа на услуги по передаче электрической энергии в виде экономически обоснованной ставки по четырем уровням напряжения в точке подключения потребителя (покупателя, другой энергоснабжающей организации) к электрической сети рассматриваемой организации: на высоком напряжении (ВН) 110 кВ и выше; на среднем первом напряжении (СН1) 35 кВ; на среднем втором напряжении (СН2) 20–1 кВ; на низком напряжении (НН) 0,4 кВ и ниже. В п. 52 Указаний приведены формулы для расчета ставки, учитывающей оплату нормативных потерь (технологического расхода) электрической энергии на ее передачу по сетям указанных уровней напряжения.

Порядок определения потерь в электрических сетях и оплаты этих потерь детализирован в разделе V, пп. 36–42 Правил недискриминационного доступа к услугам по передаче электрической энергии и оказания этих услуг, утвержденных Постановлением Правительства РФ от 27.12.2004 №861. Пунктом 3 этого же Постановления Министерству промышленности и энергетики РФ поручено разработать и утвердить методику определения нормативных и фактических потерь электрической энергии в электрических сетях. В соответствии с пунктом 5.2.6. Положения о Минпромэнерго РФ, утвержденного Постановлением Правительства РФ от 16.04.2004 №284, «…Министерство промышленности и энергетики Российской Федерации самостоятельно принимает нормативы удельного расхода, нормативы создания запасов топлива, нормативы технологических потерь электрической и тепловой энергии, углеводородного сырья…».

Во исполнение Постановлений Правительства РФ от 26.02.2004 №109, от 16.06.2004 №284, от 27.12.2004 №861 и для практической реализации Порядка определения потерь в электрических сетях и оплаты этих потерь приказом Минпромэнерго РФ от 04.10.2005 №267 утверждено и за №7122 от 28.10.2005 зарегистрировано в Минюсте РФ «Положение об организации в Министерстве промышленности и энергетики РФ работы по утверждению нормативов технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям» (далее – Положение).

Цель нормирования, согласно Положению, – снижение потерь электроэнергии в электрических сетях до технико-экономически обоснованного уровня или поддержание потерь на этом уровне, а также обоснование тарифов на услуги по передаче электрической энергии по электрическим сетям.

Под технологическими потерями (расходом) электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям в Положении понимаются потери в линиях и оборудовании электрических сетей, обусловленные физическими процессами, происходящими при передаче электроэнергии в соответствии с техническими характеристиками и режимами работы линий и оборудования с учетом расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций и потерь, вызванных погрешностью систем учета электроэнергии. Нормативы технологических потерь (НТПЭ) – расчетные значения технологических потерь, определяемые в соответствии с Положением в процентах от величины отпуска электроэнергии в сеть электроснабжающей организации. Для ФСК и МСК НТПЭ определяется в процентах от отпуска электроэнергии из сети своей компании.

Введено понятие норматива потерь как суммы норматива технологических потерь и норматива снижения потерь электроэнергии. Тем самым создан механизм не только для расчета и обоснования норматива технологических потерь электроэнергии, но и для его выполнения за счет разработки и внедрения программы по снижению потерь. Это особенно важно для тех электросетевых предприятий, у которых нормативные технологические потери в 1,5 и более раз меньше, чем фактические. В этом случае появляется возможность не искусственно завышать норматив технологических потерь, а разработать, обосновать, утвердить и реализовать программу снижения потерь и учесть ее в нормативе, но с обязательной последующей отчетностью о выполнении этой программы. В случае невыполнения контролирующие органы вправе на следующий регулируемый период вычесть из норматива технологических потерь невыполненный норматив снижения.

В составе Положения разработан и утвержден «Порядок расчета и обоснования нормативов технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям», в котором за основу приняты известные схемно-технические методы расчета потерь электроэнергии [1] с их уточнениями и дополнениями по отдельным составляющим [3, 5, 6].

РЕЗУЛЬТАТЫ

Во исполнение приказа Минпромэнерго РФ от 13.01.2006 №3 образована комиссия министерства по утверждению нормативов технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям, нормативов удельного расхода топлива на отпущенную электрическую и тепловую энергию от тепловых электростанций и удельных нормативов технологических потерь при передаче тепловой энергии. В состав комиссии включены сотрудники Департамента ТЭК Минпромэнерго РФ и ведущие специалисты научных, проектных и других организаций. Во исполнение п. 4 того же приказа в первом квартале 2006 г. проведено обучение около 200 экспертов по экспертизе материалов по нормативам потерь электроэнергии. Учебная программа обучения, методические рекомендации по экспертизе, типовая структура экспертного заключения, типовые требования к программному обеспечению по расчету нормативов потерь по поручению Минпромэнерго РФ разработаны специалистами филиала ОАО «НТЦ электроэнергетики» – ВНИИЭ.

С целью оперативного анализа эффективности применения Положения в практике работы организаций, оказывающих услуги по передаче электроэнергии, на сайте Минпромэнерго РФ сформирован соответствующий раздел, на котором размещались текущая информация по утверждению нормативов, по вопросам и ответам по порядку расчета, экспертизы и рассмотрения нормативов.

За период с июня по декабрь 2006 г. проведено 14 заседаний комиссии по утверждению нормативов, на которых были рассмотрены обосновывающие материалы и экспертные заключения по нормативам технологических потерь электроэнергии в электрических сетях 629 организаций, в том числе: 127 городских электрических сетей, 113 электрических сетях филиалов ОАО «РЖД», 46 электрических сетях ОАО «Газпром», 41 распределительной сетевой компании и 302 прочих электрических сетях [7]. Кроме того, были рассмотрены и утверждены нормативы технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям ОАО «ФСК ЕЭС». Потери электроэнергии в сетях этих организаций составляют около 64% от суммарных потерь электроэнергии в электрических сетях России. Расчет показал, что в рассмотренной комиссией совокупности электрических сетей (без сетей ОАО «ФСК ЕЭС») норматив технологических потерь в 2007 г. по отношению к потерям 2005 г. был снижен с 9,77% до 8,51% от отпуска электроэнергии в сеть. В абсолютном исчислении это соответствует (с учетом возможного роста потерь из-за увеличения отпуска электроэнергии в сеть) снижению потерь в 2007 г. по отношению к 2005 г. примерно на 6,4 млрд. кВт·ч. в год [7].

Главный результат выполненной в 2006 г. и первой половине 2007 г. работы по нормированию технологических потерь электроэнергии в электрических сетях состоит в создании организационно-методической технологии государственного контроля и регулирования одного из важнейших показателей эффективности работы электрических сетей. Не менее важный результат – активизация работы сетевых компаний по расчетам технических потерь электроэнергии, созданию соответствующих баз данных для выполнения этих расчетов, выявления резервов, локализации мест повышенных потерь, разработки программ снижения потерь.

В ходе работы была выявлена необходимость в дальнейшем совершенствовании методов и программ расчета потерь, балансов электроэнергии как в целом по сети, так и с разбивкой по уровням напряжения, в совершенствовании системы учета электроэнергии.

ПРОБЛЕМЫ

Проблемы, возникшие на этапах подготовки обосновывающих материалов по нормативам потерь, их экспертизы, рассмотрения и утверждения, можно разбить на три группы: для электросетевых организаций, для экспертных организаций и для комиссии Минпромэнерго РФ по утверждению нормативов.

Электросетевые организации столкнулись со следующими трудностями:

отсутствием у некоторых организаций (особенно небольших промышленных предприятий, отдельных предприятий РЖД и др.) программного обеспечения и необходимостью сбора достоверных исходных данных для расчетов нормативов потерь (паспортных данных и измеренных режимных параметров оборудования электрических сетей и т.п.);

отсутствием достаточного количества современных приборов учета электроэнергии для достоверного расчета балансов электроэнергии как по сети в целом, так и по отдельным ее частям: по уровням напряжения, отдельным подстанциям, линиям, выделенным участкам сети и т.п.;

отсутствием методик и приборов учета электроэнергии для разделения потоков и соответственно потерь электроэнергии от собственного потребления и на оказание услуг по передаче электроэнергии субабонентам;

недостаточным количеством персонала для сбора и обработки данных по измерениям электроэнергии, нагрузок электрических сетей, выявления бездоговорного и безучетного потребления электроэнергии;

отсутствием необходимых материальных, финансовых и людских ресурсов для практической реализации действенных программ и мероприятий по снижению потерь и боязнью в связи с этим показать фактические резервы этого снижения;

отсутствием или недостаточностью взаимодействия сетевых, энергосбытовых компаний и операторов коммерческого учета в выявлении, локализации и ликвидации мест бездоговорного и безучетного потребления;

отсутствием действенной нормативно-правовой базы для борьбы с бездоговорным и безучетным потреблением электроэнергии;

сложностью и трудоемкостью расчетов нормативов потерь, особенно в распределительных электрических сетях 0,4 кВ, практической невозможностью достоверной оценки точности этих расчетов;

отсутствием или недостаточной проработкой методов достоверной оценки технико-экономической эффективности мероприятий и программ снижения потерь электроэнергии, особенно мероприятий, связанных с совершенствованием систем учета электроэнергии, снижением коммерческих потерь электроэнергии;

проблемами разработки, согласования и утверждения сводных прогнозных балансов электроэнергии на регулируемый период из-за отсутствия соответствующих методик и достоверной статистики по динамике составляющих баланса (ситуация может еще более усложниться при необходимости утверждать нормативы и тарифы на три года вперед);

недостаточностью мотиваций персонала сетевых, сбытовых компаний и операторов коммерческого учета к снижению потерь электроэнергии в электрических сетях: в лучшем случае эта мотивация носит наказательный, а не поощрительный характер, в результате персонал больше боится лишения премии, чем готов рискнуть взять на себя дополнительные обязательства и получить вознаграждение за их выполнение;

необходимостью в ряде случаев повышения квалификации персонала, его специальной подготовки для расчетов, анализа, обоснования нормативов, разработки и внедрения мероприятий по снижению потерь, в том числе выявления безучетного и бездоговорного потребления электроэнергии.

Трудности работы экспертных организаций были обусловлены в основном следующими обстоятельствами:

зависимостью результатов экспертизы от заказчика, в качестве которого, как правило выступала сетевая организация, подготовившая обосновывающие материалы по нормативу потерь;

ограниченными временными ресурсами для проведения достаточного глубокого анализа и достоверности исходных данных, принятых для расчета и, соответственно, результатов расчетов по этим данным (по существу, в отдельных случаях для анализа высоких нормативов потерь необходимо было бы провести полноценный аудит работы экспертируемой сетевой организации, на что не было ни времени, ни средств);

противоречивостью, нестыковками, низким качеством, а иногда и умышленными искажениями обосновывающих материалов по нормативам, представленных экспертируемой организацией и полученных от энергосбытовых компаний;

трудностями проверки достоверности исходных данных из-за их недостаточности, расчетного определения некоторых составляющих баланса электроэнергии вместо выполнения измерений и т.п.;

противодействием или нежеланием отдельных сетевых организаций учитывать замечания эксперта, выявленные в ходе экспертизы материалов;

отсутствием достоверной статистики абсолютных и относительных фактических и нормативных (технологических) потерь электроэнергии в электрических сетях за ряд лет;

недостаточной квалификацией отдельных экспертов по подготовке экспертных заключений, соответствующих установленным требованиям.

Были определенные сложности и в работе Комиссии Минпромэнерго РФ по нормированию, в том числе:

большое количество организаций, оказывающих услуги по передаче электроэнергии, для которых необходимо утверждать нормативы технологических потерь, – от ОАО «ФСК ЕЭС» до мелких заводов и фабрик с объемом услуг по передаче электрической энергии через свои сети, не превышающим 1–2 млн. кВт·ч. в год;

сжатые сроки рассмотрения и утверждения нормативов, связанные со сроками рассмотрения и утверждения в ФСТ России прогнозных балансов электроэнергии и тарифов на электроэнергию;

низкое качество и неполное представление обосновывающих материалов по нормативам потерь отдельных электросетевых предприятий, а также качество ряда экспертных заключений на эти материалы отдельных экспертных организаций, приводящие к необходимости перепроверки исходных данных и результатов расчета, привлечения дополнительных независимых экспертов, что существенно увеличивало сроки рассмотрения и утверждения нормативов;

недостаточное взаимодействие и согласование сроков принятия нормативов потерь, прогнозных балансов и тарифов на электроэнергию в Минпромэнерго и ФСТ России, в том числе различные подходы в этих ведомствах по расчету балансов электроэнергии по уровням напряжения электрических сетей. В Минпромэнерго РФ потери электроэнергии относятся к «физическим отпускам электроэнергии в сеть», в ФСТ России – к «экономическим» по п. 45 Методических указаний по расчету регулируемых тарифов и цен.

РЕЗЕРВЫ

По оценке отечественных и западных экспертов оптимальные суммарные технические, а в пределе и фактические потери электроэнергии в электрических сетях 0,4–750 кВ должны составлять не более 4–6% (для России с ее климатическими условиями, загрузкой и протяженностью сетей – 7–9%), максимальные технические потери не должны превышать 10–12% от отпуска электроэнергии в сеть. Если фактические потери электроэнергии выше 10–12% – это превышение, как правило, объясняется наличием сверхнормативных потерь. Ориентировочно предельные относительные технологические потери электроэнергии по ступеням напряжения электрических сетей должны быть не более:

по отношению к отпуску электроэнергии из сети 220–750 кВ – 2–4%;

по отношению к отпуску электроэнергии в сеть: 110 кВ – 4–6%; 35 кВ – 6–8%; 6–10 кВ – 8–10%; 0,4 кВ – 10–14%.

Указанные предельные значения требуют уточнения и детализации по регионам страны и по отдельным предприятиям, но в целом подтверждаются многочисленным расчетами.

Анализ отчетных данных и динамики потерь электроэнергии по электрическим сетям АО-энерго (РСК) России показывает, что суммарный уровень потерь по стране в 2004 г. достиг 107,5 млрд. кВт·ч, или 12,95% от отпуска электроэнергии в сеть и около 11% от суммарного производства электроэнергии, в том числе около 80% от суммарных потерь составляют потери в распределительных сетях 0,4–110 кВ. Сводные данные по потерям электроэнергии в электрических сетях России за 2005–2006 гг., к сожалению, отсутствуют. Тем не менее, есть все основания полагать, что суммарные относительные потери электроэнергии в электрических сетях России в 2–2,5 раза выше, чем, например, в сетях Японии и Германии, и более чем в 1,5 раза выше, чем в других промышленно развитых странах. По отдельным распределительным сетевым компаниям в 2006 году относительные фактические потери достигли уровня потерь в сетях некоторых стран Африки 30–35%, в некоторых коммунальных электрических сетях – 40–50% и отдельных фидерах 0,4–10 кВ – 60–80% от отпуска электроэнергии в сеть. Очевидно, что никакими техническими причинами, режимами работы и параметрами сетей объяснить такие уровни потерь невозможно. Главная причина – наличие в таких сетях, в основном напряжением 0,4–10 кВ, большой коммерческой составляющей. Отечественный и зарубежный опыт показывают, что, чем больше доля коммунально-бытовых потребителей в суммарном потреблении, чем ниже уровень жизни населения в регионе компании, тем выше уровень относительных потерь, тем труднее работа по определению, локализации и снижению коммерческих потерь и, следовательно, снижению фактических потерь в целом [8].

Предварительные расчеты показывают, что суммарная величина коммерческих потерь электроэнергии в электрических сетях России (основной резерв снижения сверхнормативных потерь в распределительных сетях) оценивается в размере 20–30 млрд. кВт·ч. в год. Опыт передовых распределительных сетевых компаний, муниципальных электрических сетей подтверждает, что там, где предпринимаются целенаправленные усилия по снижению коммерческих потерь, уровень фактических потерь уменьшается наиболее существенно при сопоставимых затратах на это снижение. Сказанное не означает, что не нужно на современном этапе заниматься снижением технических потерь, в первую очередь компенсацией реактивной мощности в электрических сетях. И то, и другое, безусловно, необходимо. Это подтверждается итогами снижения потерь электроэнергии в распределительном электросетевом комплексе России в 2006 г. по отношению к 2005 г. на 9,49 млрд. кВт·ч, в том числе коммерческие потери снижены на 9,4 млрд. кВт·ч, а технические – всего на 92 млн. кВт·ч. Вместе с тем, отсюда следует, что основные резервы снижения потерь электроэнергии в распределительных сетях и, соответственно, электрических сетях в целом пока лежат в области коммерческих потерь.

ПУТИ СОВЕРШЕНСТВОВАНИЯ

Пути совершенствования работы должны быть направлены в первую очередь на преодоление вышеперечисленных проблем, на практическую реализацию имеющихся резервов и должны носить комплексный, системный характер. Не любое снижение потерь электроэнергии экономически оправдано. В каждом конкретном случае необходим тщательный технико-экономический анализ предполагаемых решений.

Основные направления работ по снижению потерь электроэнергии в электрических сетях сформулированы в Положении о технической политике ОАО «ФСК ЕЭС» и Положении о технической политике ОАО «ФСК ЕЭС» в распределительном электросетевом комплексе, а задания по снижению потерь – в приказе ОАО РАО «ЕЭС России» от 01.06.05 №338 «Об организации работ по сокращению потерь электроэнергии в электрических сетях». Этим приказом утвержден «Сводный план работ по снижению потерь электрической энергии в сетях всех классов напряжения ЕЭС России на период до 2008 года». Этим же приказом создан Координационный совет ОАО РАО «ЕЭС России» по проблеме потерь электрической энергии в электрических сетях, а также утверждена Комплексная среднесрочная программа мероприятий по снижению потерь электроэнергии в электрических сетях всех напряжений ЕЭС России на период до 2015 года. Стратегическая цель программы – переломить тенденцию роста потерь электроэнергии и снизить к 2015 году суммарные потери в электрических сетях всех напряжений до уровня 10%. В тех сетевых компаниях, где фактические потери выше нормативных, необходимо снизить потери до нормативных значений, учтенных в тарифах на услуги по передаче электроэнергии.

Ответственным за техническую политику и руководство снижением потерь электроэнергии в электрических сетях холдинга назначено ОАО «ФСК ЕЭС». В сводном плане все работы объединены в четыре основных направления:

1. Организация и создание автоматизированной системы коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ЕНЭС и РСК.

2. Нормативное обеспечение процессов учета, нормирования и снижения потерь электрической энергии в электрических сетях.

3. Формирование и выполнение программ снижения потерь в единой национальной (общероссийской) электрической сети.

4. Формирование и выполнение программ снижения потерь электрической энергии в распределительных сетях.

Сводный план ежегодно корректируется, уточняется и дополняется с учетом выполненных работ, накопленного опыта и новых задач. Сделано немало, но еще больше предстоит сделать в ближайшем и отдаленном будущем. Ниже остановимся лишь на основных наиболее перспективных направлениях развития этих работ.

Очевидно, что стратегическим направлением повышения достоверности и полноты исходной информации для расчетов фактических и технических потерь электроэнергии является создание современных АИИС КУЭ и АСТУ ЕНЭС и РСК, промышленных предприятий, муниципальных электрических сетей и т.п. Процесс этот достаточно долговременный, требующий значительных материальных ресурсов, а впоследствии и существенных эксплуатационных расходов. Параллельно с этим процессом необходимо проводить активную работу по модернизации и совершенствованию существующей системы учета электроэнергии. При этом чрез­вычайно важно совершенствование и развитие метрологического обеспечения измерений электроэнергии, в том числе: инвентаризация измерительных комплексов (ИК) учета электроэнергии, в том числе счетчиков, ТТ и ТН; составление и ввод в действие местных инструкций по учету электроэнергии, местных методик выполнения измерения электрической энергии и мощности, типовых методик выполнения измерения потерь напряжения в линиях соединения счетчика с ТН, вторичной нагрузки ТТ в условиях эксплуатации; составление паспортов–протоколов ИК учета электроэнергии; определение фактических рабочих условий применения средств измерений для каждого измерительного комплекса; проверка правильности схем соединения измерительных ТТ, ТН и счетчиков; поверка и калибровка счетчиков электроэнергии.

По нормативному обеспечению процессов учета, нормирования и снижения потерь электрической энергии в электрических сетях в ближайшее время необходимо сосредоточить усилия на решении следующих задач:

1. Продолжить работы по совершенствованию и повышению точности методов расчета потерь электроэнергии в электрических сетях с учетом появления в них дополнительных источников и средств получения исходной информации о схемных и режимных параметрах (АИИС КУЭ, АСТУ и т.п.). В первую очередь это относится к уточнению расчетов потерь электроэнергии в системообразующих электрических сетях, в том числе на корону в ВЛ с использованием данных метеопостов на линиях электропередачи, к уточнению активных сопротивлений проводов ВЛ с учетом датчиков их температуры, к уточнению потерь в стали силовых трансформаторов с учетом сроков их службы.

Требуют совершенствования методы расчета транзитных потерь электроэнергии, определения «вкладов» участников оптового и розничных рынков электроэнергии в электросетевые потери. Необходимо разработать методы и регламенты оплаты за потери электроэнергии с учетом этих «вкладов».

Сегодня уже недостаточно говорить об укрупненной оценке потерь в этих сетях по обобщенной информации, если величина этих потерь является предметом покупки и продажи. Все чаще возникает вопрос о метрологической аттестации расчетов потерь, о достоверном определении их погрешности. В то же время очевидно, что необходима разработка и методов макрооценки результатов расчета на стадиях их экспертизы, мониторинга, сравнительного анализа и т.п. Требуют уточнения и детализации, в частности, приведенные выше оценки предельных значений потерь по уровням напряжения.

В распределительных электрических сетях 0,4 кВ весьма актуальными являются работы по уточнению объективно существующих дополнительных потерь электроэнергии в контактных соединениях (особенно в низковольтной коммутационной аппаратуре), в скрутках проводов воздушных линий, в электрических сетях 0,4 кВ в целом с учетом несимметричных и неполнофазных режимов работы.

2. Все более очевидной становится необходимость объединения и информационной увязки методов и задач расчета потерь и балансов электроэнергии в электрических сетях, причем не только фактических (ретроспективных), но и прогнозных (перспективных). На пути такого объединения много препятствий и проблем, которые необходимо учитывать: отсутствие устойчивой сравнительной статистики изменения составляющих баланса по годам из-за постоянно изменяющихся структур управления сетями и границ балансовой принадлежности; необходимость учета коммутационного состояния сетей, климатических условий, темпов роста электропотребления и т.п.

3. В соответствии с развитием методов должно развиваться и совершенствоваться программное обеспечение расчетов и нормирования потерь. С учетом многолетнего опыта внедрения в электрических сетях такого программного обеспечения [1–6] и наметившихся тенденций, можно сформулировать ряд основных требований к нему:

программные комплексы должны иметь сертификат уполномоченных организаций на соответствие нормативным требованиям;

программы должны основываться на методах расчета, рекомендованных утвержденными в установленном порядке нормативными документами; обеспечивать удобство, наглядность и обозримость исходных данных и результатов расчета, их анализа и быстрого поиска ошибок; обеспечивать устойчивый, бесперебойный режим работы с индикацией причин сбоев и возможных ошибок в исходных данных; работать как в пакетном так и в многопользовательском режимах; иметь модульную структуру для наращивания функциональных возможностей и стыковки с другими технологическим программами;

программы должны быть открыты для интеграции с информационно-графическими и геоинформационными системами, АСУ паспортизации электрических сетей; оперативно-информационными комплексами АСТУ электрических сетей; АИИС КУЭ; программным обеспечением по расчету полезного отпуска электроэнергии абонентам (юридическим и физическим лицам).

Что касается формирования и выполнения программ снижения потерь электроэнергии в ЕНЭС и РСК, необходимо отметить следующее. В целом перечень мероприятий по снижению потерь электроэнергии, методы оценки их эффективности и очередность их внедрения достаточно хорошо известны [9]. В то же время очевидно, что за 20 лет с момента выхода инструкции [9] многое изменилось в структуре и методах управления электроэнергетикой страны, в критериях эффективности, в структуре потерь. Все это необходимо учитывать при разработке современных программ снижения потерь. Как уже отмечалось выше, такие программы должны быть комплексными и содержать в себе 6 групп мероприятий [6].

Опыт передовых отечественных и зарубежных компаний показывает, что очень важным и эффективным этапом разработки программ снижения потерь является энергоаудит, который, как правило, проводят аккредитованные специализированные организации. Они не только выполняют энергетические обследования электрических сетей, системы учета электроэнергии и разрабатывают соответствующие мероприятия, но и участвуют в сопровождении внедрения этих мероприятий, в оценке и получении экономического эффекта от этого внедрения [8].Выполненные филиалом ОАО «НТЦ электроэнергетики» – ВНИИЭ работы по энергетическим обследованиям отдельных МЭС и подстанций ОАО «ФСК ЕЭС», по расчетам и анализу потерь в сетях 220–500 кВ, выявлению резервов снижения потерь в этих сетях показали, что эти резервы составляют от 0,5 до 1 млрд. кВт·ч в год, или от 2 до 5% от суммарной величины потерь в этих сетях. Это снижение можно было бы получить, в основном, за счет оптимизации режимов работы ЕНЭС по реактивной мощности и уровней напряжения и снижения расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций.

В настоящее время оптимизация режимов по реактивной мощности практически не проводится из-за вывода из работы устройств РПН на трансформаторах и автотрансформаторах 500 кВ и выше в связи с низкой надежностью этих устройств. В результате в режимах минимальных нагрузок в ряде узлов ЕНЭС возникают избытки реактивной мощности и дополнительные потери в сетях. Активизация использования РПН в сочетании с использованием имеющихся и установкой дополнительных регулируемых средств компенсации реактивной мощности, а также с использованием регулировочной способности электрических станций может дать существенный эффект не только в экономии, но и в повышении качества электроэнергии. Следует отметить, что для эффективной оптимизации режимов ЕНЭС по реактивной мощности и уровням напряжения не только придется восстановить работу РПН и АРПН на ряде подстанций, установить дополнительные регулируемые компенсирующие устройства (в первую очередь регулируемые шунтирующие реакторы), но и обеспечить согласованную их работу между собой и с режимами работы электрических станций.

С точки зрения снижения расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций необходимо обратить внимание в первую очередь на оптимизацию работы системы охлаждения силовых трансформаторов, автотрансформаторов и шунтирующих реакторов. В настоящее время разработаны микропроцессорные устройства, способные в зависимости от температуры воздуха и температуры масла в баках оптимизировать длительность работы охладителей и уменьшить расход электроэнергии на обдув электрических аппаратов. Имеются разработки по вторичному использованию теплоты нагрева силовых трансформаторов и автотрансформаторов для отопления зданий управления подстанций [10]. Необходимо закончить работу по разделению учета электроэнергии на собственные и хозяйственные нужды подстанций, по недопущению подключения к трансформаторам собственных нужд потребителей, не имеющим к ним никакого отношения.

Существенное снижение потерь электроэнергии может дать выполнение некоторых профилактических работ под напряжением без их отключения, т. к. любой ремонтный режим, как правило, увеличивает потери в сети по сравнению с нормальным режимом.

Наиболее эффективные мероприятия по снижению потерь электроэнергии в распределительных сетях связаны в основном со снижением коммерческих потерь, совершенствованием и автоматизацией учета электроэнергии, исключением потребителей из процесса снятия показаний приборов учета, с их защитой от несанкционированного доступа и от безучетного потребления электроэнергии. Опыт передовых сетевых компаний показывает, что применение выносных систем учета электроэнергии в совокупности с заменой голых проводов на изолированные на вводах в здания снижают коммерческие потери в сетях на 10–30% и окупаются за срок не более 2 лет. Близкий эффект дает установка общедомового коммерческого учета электроэнергии на многоквартирных домах. Все более широкое применение находит высоковольтный коммерческий учет электроэнергии, устанавливаемый на отпайках сетей 6–10 кВ на границе балансовой принадлежности энергоснабжающей организации и потребителя. Все эти мероприятия снижают фактические потери электроэнергии и, соответственно, затраты сетевых компаний на компенсацию сверхнормативных потерь [5, 6, 8, 9]. Основным и наиболее эффективным мероприятием по снижению технических потерь электроэнергии является компенсация реактивной мощности в электрических сетях и у потребителей, а также ряд других мероприятий, которые окупаются а сроки, приемлемые для инвесторов программ снижения потерь. Чем меньше срок окупаемости, тем выше приоритет внедрения данного мероприятия.

Наметилась тенденция к переходу от традиционных программ снижения потерь электроэнергии в электрических сетях к бизнес-процессам планирования и управления потерями [11, 12].

Очевидно, что главные резервы снижения потерь электроэнергии лежат в техническом перевооружении электрических сетей, их реконструкции и модернизации, оптимальном развитии, в применении современных методов и критериев проектирования электрических сетей, в использовании электрооборудования сетей с уменьшенным собственным потреблением электроэнергии, в том числе современных силовых трансформаторов с уменьшенными потерями, в поиске новых перспективных технологий и конструкций линий передачи электроэнергии. В частности, ОАО «ФСК ЕЭС» проводит исследовательские работы по применению сверхпроводящих линий электропередачи. Представляет интерес применение управляемых компактных воздушных линий и т.п.

Решение всех этих задач требует новых подходов к оценке технико-экономической эффективности принятия решений по инвестиционным проектам развития сетей и применению новых технологий передачи электроэнергии. Применение таких технологий и практическая реализация перечисленных путей совершенствования работы потребуют и дальнейшего повышения эффективности нормирования потерь.

Важнейшим направлением совершенствования работ по расчетам, анализу, нормированию и снижению потерь электроэнергии в электрических сетях является учет человеческого фактора, управление персоналом, организация его работы, под которыми понимаются:

разработка (совершенствование) действенной системы материального стимулирования персонала за снижение потерь электроэнергии;

обучение персонала, в особенности контролеров и инспекторов, обмен опытом по передовым методам снижения потерь электроэнергии;

разработка и утверждение положения о распределении обязанностей и закреплении ответственности за снижение технических и коммерческих потерь внутри предприятия;

разработка и утверждение положения о распределении обязанностей и закреплении ответственности за снижение технических и коммерческих потерь (на договорной основе) между сетевой, сбытовой компаниями и оператором коммерческого учета;

периодическая переаттестация работников, систематический контроль их работы;

заключение с бытовыми абонентами договоров энергоснабжения;

проведение пропагандистско-разъяснительной работы через средства массовой информации (телевидение, радио, прессу) об ущербе, наносимом потребителям фактами безучетного и бездоговорного потребления электроэнергии, о мерах по борьбе с таким потреблением и принятых мерах по наказанию виновных;

организация взаимодействия с местными администрациями и правоохранительными органами, региональной энергетической комиссией по выявлению и предотвращению несанкционированного потребления электроэнергии, своевременной оплате за электроэнергию бытовыми и бюджетными потребителями.

Опыт передовых энергокомпаний говорит о том, что в ряде случаев дополнительные инвестиции в управление персоналом, в его квалификацию, мотивацию и оснащение современными техническими и программными средствами дает значительно больший эффект снижения коммерческих потерь, чем вложение тех же инвестиций в развитие и модернизацию средств и систем учета электроэнергии.



Заключение
1. Более чем годовой опыт работы по нормированию технологических потерь электроэнергии на ее передачу по электрическим сетям показал, что создан и начал действовать серьезный нормативно-правовой и организационно-методический механизм для сдерживания роста, снижения потерь до технико-экономически обоснованного уровня и последующего поддержания потерь на этом уровне, а также для регулировании с учетом нормативов потерь тарифов на услуги по передаче электроэнергии по электрическим сетям.

2. В ходе работы выявился ряд объективных трудностей, эффективное преодоление которых возможно только путем системного подхода к решению возникающих взаимосвязанных проблем, начиная с совершенствования, модернизации и автоматизации учета электроэнергии и заканчивая организацией взаимодействия различных структурных подразделений сетевых компаний и субъектов рынка, внедрением современных методов и средств управления человеческими ресурсами электросетевых предприятий.

3. Большое значение в эффективном решении возникающих проблем и использовании технологии нормирования снижения потерь электроэнергии в электрических сетях всех уровней напряжения является организация согласованных действий пяти субъектов, управляющих процессом нормирования и снижения потерь в сетях: Минпромэнерго РФ, ФСТ России, ОАО «РАО «ЕЭС России», ОАО «ФСК ЕЭС», Центра управления РСК ОАО «ФСК ЕЭС».

4. Стратегическим направлением повышения обоснованности нормирования потерь электроэнергии в электрических сетях является разработка, создание и внедрение автоматизированных информационно-измерительных систем коммерческого учета оптового и розничных рынков электроэнергии, ЕНЭС, РСК, сетевых организаций и предприятий.

5. Стратегическим направлением снижения технических потерь электроэнергии в электрических сетях являются их техническое перевооружение, модернизация, создание и внедрение новых технологий передачи и распределения электроэнергии.

---