ПЛАТА ЗА ДОСТУП К ЭЛЕКТРИЧЕСКИМ СЕТЯМ
Кто остановит антирыночный механизм?

В прошлом номере журнала («Новости ЭлектроТехники» № 2(56) 2009) известные российские экономисты подняли тему платы за технологическое присоединение к электрическим сетям, сочтя ее антирыночной.
В пилотной работе по проекту «Оптимизация надежности электрических сетей ОАО «Ростовэнерго» компанией «СКАФ» разработана Методика определения стоимости (себестоимости) технологического присоединения потребителей к электрическим сетям с учетом надежности их электроснабжения.
Сегодня мы предлагаем ее подробное описание.

МЕТОДИКА ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПЛАТЫ ЗА ТЕХПРИСОЕДИНЕНИЕ

• магистральные ЭС, на развитие и расширение которых в той или иной степени оказывает влияние прирост нагрузок в любой электрической зоне всей энергосистемы;
• распределительные ЭС первого уровня, обеспечивающие передачу электроэнергии потребителям той или иной электросетевой зоны энергосистемы; необходимость усиления этой сети зависит от роста нагрузок определенной группы потребителей в конкретной электрической зоне энергосистемы;
• распределительные ЭС второго уровня, обеспечивающие передачу электроэнергии к конкретным новым или расширяемым потребителям электроэнергии (при увеличении присоединяемой мощности сверх ранее согласованной при их присоединении, изменении категории надежности электроснабжения, точек подключения, видов производственной деятельности), не влекущие пересмотр (увеличение) присоединенной мощности, но изменяющие схему внешнего электроснабжения энергопринимающих устройств за границей балансовой принадлежности сетей энергосистемы.

• величину присоединяемой нагрузки;
• расстояние до центра питания;
• класс напряжения, на котором осуществляется присоединение потребителя;
• категорию надежности электроснабжения.

СТОИМОСТЬ РАБОТ ПО РЕАЛИЗАЦИИ СХЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ПРИСОЕДИНЯЕМОГО ПОТРЕБИТЕЛЯ

В основу положен принцип численной оценки производных по приросту нагрузок от инвестиций в развитие сетей разного иерархического уровня с целью выявления их предельных значений для сетей различного уровня.
Алгоритм определения стоимости присоединения энергоустановок к сетям ЭСК включает в себя следующие этапы: Этап 1. Прогноз потребления электроэнергии и максимальных электрических нагрузок энергосистемы и подстанций (ПС) в разрезе отдельных, особенно новых и расширяемых потребителей на период не менее трех лет.
Этап 2. Проведение серии расчетов нормального режима существующей магистральной ЭС 220–110 кВ при максимальных нагрузках на конец расчетного периода, анализ ее пропускной способности и выявление узких мест, обусловленных ростом нагрузок потребителей.
При этом предельный режим может наступить по одному из трех критериев: нарушение статической устойчивости системы, снижение напряжения в отдельных узлах сети ниже допустимого уровня, достижение на отдельных элементах сети (ЛЭП, трансформаторы) предельной по нагреву токовой нагрузки.
Этап 3. Усиление узких мест сети путем ввода дополнительных элементов схемы: линий электропередачи, трансформаторов или замены оборудования на более мощное (с большей пропускной способностью). Определение потребных капиталовложений в развитие магистральной сети и определение удельной стоимости ЭС в расчете на 1 кВт прироста предельной нагрузки (предельной пропускной способности сети).
Этап 4. Повторение расчетов 2-го и 3-го этапов при дальнейшем росте нагрузки до достижения очередного критического уровня (т.е. возникновения очередной перегрузки), выявление следующего предела пропускной способности сети, способов ее усиления и оценки потребных капитальных вложений. Определение удельной стоимости ЭС в расчете на 1 кВт прироста ее предельной пропускной способности.
Этап 5. Выделение электросетевых районов (зон) основных распределительных сетей 110–35 кВ электроэнергетической системы и проведение для каждого из них серии расчетов, аналогичных этапам 2–4. Определение удельных капитальных вложений в повышение пропускной способности распределительных сетей 110–35 кВ (распределительная сеть 1-го уровня) по каждому из выделенных электросетевых районов.

СОСТАВЛЯЮЩИЕ КАПИТАЛЬНЫХ ВЛОЖЕНИЙ

Сумма удельных капиталовложений в развитие основной магистральной и распределительной ЭС 1-го уровня (по зонам) должна войти одной из составляющих в общую плату за присоединение (доступ) новой или расширяемой нагрузки потребителей (в границах балансовой принадлежности ЭСК).
Второй составляющей будут являться капиталовложения в сеть за границей балансовой принадлежности ЭСК, т.е. в ЭС, непосредственно подключающую присоединяемую нагрузку потребителя к ЭС (распределительная сеть 2-го уровня).
Величина этой составляющей дифференцируется по следующим параметрам:

• предельная величина нагрузки, которая может питаться по данной распределительной сети;
• эквивалентное расстояние от нагрузки до центров питания;
• категория надежности электроснабжения потребителей согласно ПУЭ [1].

Следует отметить, что в (2) 1-я и 2-я составляющие усиления магистральных и распределительных ЭС являются обязанностью ЭСК. Включение капвложений на усиление пропускной способности сетей в плату за доступ к сети и условия возврата этих средств потребителю должны определяться в договоре с потребителем о технологическом присоединении к сети в рамках гражданско-правовых рыночных отношений.
Включение последней составляющей по (3) в состав платы за техприсоединение будет зависеть от того, кто будет финансировать эти затраты. Если финансирование этих затрат осуществляется самим потребителем, то эти затраты не включаются в плату за техприсоединение. Если же финансирование затрат на техприсоединение потребителя к ЭС осуществляется ЭСК, то стоимость инвестиций на присоединение должна быть включена в состав платы за присоединение. Построенная за средства потребителя сеть является имуществом потребителя, что также отражается в договоре о техприсоединении.
Структура платы за присоединение нагрузки потребителей показана на рис. 1.

РАСЧЕТ ПО МЕТОДИКЕ

В качестве примера приведем результаты расчета платы за технологическое присоединение к ЭС одной из АО-энерго по вышеизложенной Методике.
1. Плата за разработку, выдачу ТУ и проверку их выполнения, определенных по (1), составила 5,86 тыс. рублей на одну заявку потребителя. При величине заявленной мощности 5 МВт удельная стоимость обработки заявки, выдачи техусловий, проверки техусловий составит 1,17 тыс. руб./МВт.
2. Плата за реконструкцию существующей системы РЗА и ПА (в размере до 10% от общих затрат за присоединение).
В данном случае эта составляющая не определялась.
3. Плата за усиление пропускной способности и повышение надежности основной магистральной электрической сети (500–220–110 кВ) АО-энерго определена в размере 620,8 руб./кВт (табл. 1). 4. Плата за повышение пропускной способности распределительных сетей 110–35 кВ 1-го уровня определена в размере от 0 до 418,66 руб./кВт (в зависимости от зоны электроснабжения). Выше приведены результаты расчетов (табл. 1).
Из приведенных данных видно, что имеется существенная разница в удельных показателях региональной платы за доступ к распределительным ЭС 110–35 кВ по зонам электроснабжения 1-го уровня. Эта разница объясняется различной степенью загрузки ЭС по зонам. Например, в 5-й сетевой зоне имеется существенный резерв пропускной способности и в ближайшие три года роста нагрузок их усиление не требуется.
Все показатели удельных капитальных вложений – в ценах на 01.01.2006, поэтому для их приведения к уровню современных цен необходим пересчет через индексы-дефляторы капитальных вложений. В частности, мультипликативный (совокупный) индексдефлятор капитальных вложений 2009 г. к уровню 2005 г. составляет 1,74 (данные Росстата и письмо Минэкономразвития РФ от 03.09.2008 №12292-СВ/Д03).

АНАЛИЗ РАСЧЕТА

Плата за технологическое присоединение потребителей к распределительным электрическим сетям 110–35–10(6) кВ рассматривается как функция четырех основных переменных:
1. Величина нагрузки потребителя.
2. Класс напряжения, на котором подключается потребитель.
3. Категория надежности электроснабжения (согласно ПУЭ).
4. Эквивалентное расстояние до центра питания, то есть до точки подключения потребителя (схемы сети 2-го уровня) к распределительной сети 1-го уровня.
Класс напряжения сети 2-го уровня рассматривался в диапазоне от 6 до 110 кВ. Каждому из этих классов напряжения в зависимости от типа линий электропередачи – ВЛ или КЛ – был определен предельно допустимый по нагреву диапазон максимальных электрических нагрузок (МВт) при коэффициенте мощности cosφ = 0,9 и протяженности ЛЭП (табл. 2).
Развернутые данные по допустимому току нагрузки воздушных и кабельных ЛЭП различного сечения и класса напряжения представлены в табл. 3.
В качестве базовых схем 2-го уровня приняты:
а) для потребителей 3-й категории надежности – одноцепная ЛЭП с однотрансформаторной подстанцией (например, для сетей 35–110 кВ);
б) для потребителей 2-й категории надежности – двухцепная ЛЭП или два кабеля в одной траншее и двухтрансформаторная подстанция с ОРУ ВН типа «мостик»; питание этой схемы осуществляется от двух систем сборных шин одной подстанции, связанных междушинным выключателем;
в) для потребителей 1-й категории надежности – три одноцепные ЛЭП (три кабеля в отдельных траншеях), две из которых питаются от двух систем шин одной подстанции, а третья – от независимого источника (система шин электростанции или подстанции), с двухтрансформаторной подстанцией у потребителя с простейшей схемой ОРУ ВН (два блока «линия-трансформатор» с выключателем в цепи трансформатора и подключением третьей линии через два выключателя);
г) для потребителей 0-й категории надежности – та же схема, что и для 1-й категории, но с дополнительным независимым источником электропитания на низшем напряжении (6–10 кВ) на базе газотурбинной (ГТУ) или газопоршневой (ГПЭУ) энергетической установки.
При определении капитальных вложений в эти схемы учитывались условия прокладки ЛЭП: принимался коэффициент удорожания К_{У- ДОРОЖ}, равный для городской и промышленной застройки К_{ГОР.ПРОМ} = 1,7, для сельской местности и прочих территорий – К_ПРОЧ = 1,0 или другие значения в зависимости от местных условий [2]. На рис. 2–4 на основании расчетов [3] представлены зависимости удельных капиталовложений в схемы электроснабжения 110, 35, 6–10 кВ для потребителей 1-й, 2-й и 3-й категории надежности при минимальных нагрузках, свойственных воздушным и кабельным ЛЭП этих классов напряжения. При этом получаются максимальные значения удельных капиталовложений в распределительные сети 2-го уровня.
Расчеты показывают, что даже для условий городской и промышленной застройки (коэффициент удорожания схемы 1,7) при максимальных протяженностях ЛЭП удельные капитало-вложения в распредсети 2-го уровня не превышают для потребителей 1-й категории 15–20 тыс. руб./кВт. Зависимости на рис. 2–4 могут использоваться для расчетов удельных капвложений для распредсетей 110–35–10(6) кВ в любой зоне РФ.
Анализ результатов расчетов удельных капвложений в усиление ЭС конкретной АО-энерго для обеспечения доступа к ЭС показывает, что повышение надежности и увеличение пропускной способности ЭС АО-энерго в первую очередь будет зависеть от усиления магистральных ЭС 500–220–110 кВ (табл. 1). Удельные затраты на усиление пропускной способности распределительных ЭС 110–35 кВ 1-го уровня в среднем составляют около 30% удельных затрат на 1 кВт в магистральные ЭС.
Основные величины удельной стоимости доступа к ЭС (на 85–90%) формируются в ЭС 110–35–10(6) кВ 2-го уровня, т.е. в сетях для присоединения потребителя.
Следует отметить, что за последние 3 года энергетиками в 60% случаев при обращении потребителей было отказано в доступе к сети.
В результате недополученный ВВП по России по причине отказов энергетиков в доступе к сети оценивается в сумму около 1200 млрд.
рублей за 3 года (6% ВВП 2006 г.). Это свидетельствует о серьезных ограничениях, которые электроэнергетика налагает на экономическое развитие страны.
Учитывая всё изложенное выше, актуальным является срочное рассмотрение проблемы доступа потребителей к электрической сети в части ее принципиальных методических изложений и уточнения нормативно-правовой базы. Эти вопросы в значительной степени лежат в политической плоскости.

ЛИТЕРАТУРА

1. Правила устройства электроустановок (ПУЭ). Изд. 7-е. Утв. Пр. Минэнерго РФ от 08.07.2002 № 204 (введ. с 01.01.2003). СПб.: ДЕАН, 2002.
2. Справочник по проектированию электрических сетей / под ред. Д.Л. Файбисовича. М.: НЦ ЭНАС, 2006. 320 с.
3. Овсейчук В.А. Методика оценки уровня регулируемых тарифов на электрическую (тепловую) энергию в регионе и доступ (технологическое присоединение) потребителей к электрическим сетям. М.: ИПКгосслужбы, 2007. 104 с.