УЧЕТ НАДЕЖНОСТИ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ПРИ РАСЧЕТЕ ТАРИФОВ

Владимир Непомнящий, д.э.н., профессор, зам. директора ЗАО «КОМКОН-2»
Валерий Овсейчук, д.э.н., профессор, гл. эксперт ЗАО ПФК «СКАФ», г. Москва

Как оценить такое свойство энергосистемы, как надежность, и во что обойдется потребителям его поддержание на должном уровне в современных условиях? Этим вопросам посвящена новая статья Владимира Абрамовича Непомнящего и Валерия Александровича Овсейчука, признанных экспертов в области тарифообразования.

Реформирование электроэнергетики, перевод ее на рыночные отношения, что в основном проявилось в децентрализации управления отраслью, привело к тому, что части такой высокоорганизованной системы, как электроэнергетическая, принадлежат различным собственникам, а границы балансовой принадлежности не совпадают с границами технологического управления. В результате была значительно потеряна управляемость электроэнергетическими системами (ЭЭС) и электрическими сетями (ЭС) России, что вылилось в увеличение количества тяжелых системных аварий.

При прежней вертикально интегрированной схеме организации электроэнергетики управление надежностью в значительной мере осуществлялось административными методами посредством обязательных для исполнения правил и нормативов.

В СССР серьезных системных аварий в электроэнергетике не было, т.к. на государственном уровне уделялось большое внимание научно-прикладным и инженерно-практическим вопросам надежности и безопасности электроэнергетики.

В то же время реализация надежности в электроэнергетике в дореформенный период не получила адекватной экономической оценки, принцип компромисса между уровнем надежности и издержками на его повышение особо во внимание не принимался.

Либерализация рынка электроэнергии открывает новые экономические возможности, создавая при этом новые технологические и коммерческие риски. Анализ ряда либерализованных зарубежных рынков электроэнергии показал, что пока нет сформировавшихся устойчивых механизмов обеспечения надежности электроэнергетики. Различные страны по-разному решают проблему надежности, причем значительная часть мер носит скорее эмпирический, чем технически и экономически обоснованный характер.

О несоответствии действующей в России системы поддержания надежности энергообъединений рыночным условиям их функционирования свидетельствуют в определенной мере известные системные аварии в электроэнергетике. Сегодня существует достаточно острое противоречие между требованием потребителей и органов власти обеспечить максимальную надежность электроснабжения и стремлением энергетиков сократить затраты независимых субъектов рынка в разделенной по видам деятельности отрасли. При этом отрасль работает в условиях недостаточно развитой нормативно-правовой базы в области технологической и коммерческой управляемости и ответственности за надежность электроснабжения.

Кроме того, на надежности и качестве электроснабжения потребителей негативно отражается увеличение количества участников рынка электроэнергии, которые должны сотрудничать на основании многосторонних контрактов, имея при этом разнонаправленные интересы. Возникли также проблемы с координацией планирования и взаимодействия конкурентных и регулируемых сфер рынка. Руководствуясь критерием максимальной доходности, участники рынка стремятся предельно использовать пропускную способность ЭС, сокращать резервы мощности на электростанциях и пропускной способности ЭС, избегать регулирования режимов.

В этих условиях системному оператору (СО) затруднительно вести режимы и осуществлять противоаварийные действия традиционными методами управления, основными из которых являются:

• распоряжение резервами генерирующих мощностей (ГМ) и пропускной способности ЭС;
• оперативное регулирование режимов электростанций и сетей (с отклонениями от экономически оптимальных значений);
• аварийные (по графику аварийной разгрузки) и плановые отключения нагрузок потребителей.

ХАРАКТЕРИСТИКИ НАДЕЖНОСТИ ЭЭС

Надежность и живучесть ЕЭС России в настоящее время обеспечивается многоуровневым комплексом, куда входят электростанции и ЭС всех классов напряжений. В процессе развития ЭЭС необходимо определить оптимальный уровень надежности: генерирующих мощностей; передачи и распределения электроэнергии и мощности по магистральным ЭС (220–750 кВ и выше) и распределительным ЭС (110–35–10(6) кВ); схем электроснабжения конкретных потребителей.

Надежность ГМ и магистральных ЭС следует рассматривать и оптимизировать совместно как надежность источников электроэнергии, хотя в ряде задач (например, при заданной структуре и масштабах развития ГМ) надежность магистральных ЭС можно оптимизировать самостоятельно.

Рассматривая надежность электроэнергетики, можно выделить три ключевых понятия: системная надежность (относится к ГМ, системообразующим и магистральным ЭС 1150–220 кВ, входящим в ФСК ЕЭС), надежность распределения электро-энергии и мощности, а также надежность электроснабжения потребителей.

Интегральная характеристика (индекс) системной надежности – вероятность бесперебойной подачи мощности и электроэнергии в системные подстанции (ПС), к которым подключаются основные распределительные ЭС 110 кВ и ниже. Характеристикой системной надежности можно считать также вероятность развития системных аварий и сохранения статической устойчивости ЭЭС.

Индекс надежности распределения электроэнергии выражает вероятность бесперебойной подачи мощности и электроэнергии от системных ПС к потребительским центрам электроснабжения – ПС 110–35–10(6) кВ, входящим в Холдинг МРСК.

Индекс надежности системы внешнего электроснабжения потребителей представляет собой произведение индексов системной надежности и надежности распределения электроэнергии:

, (1)

где – индекс системной надежности, включающий в себя два компонента: вероятность бесперебойного производства электроэнергии и вероятность бесперебойной передачи мощности и электроэнергии по системообразующим / магистральным ЭС и межсистемным связям:

; (2)

– индекс надежности распределения электроэнергии.

По (1) определяется показатель надежности схемы (системы) внешнего электроснабжения, к которой присоединяется внутренняя электрическая сеть потребителя со своим показателем надежности (), который закладывается при ее проектировании. Таким образом, надежность всей системы электроснабжения (с учетом внутренней схемы) () выражается следующим образом:

. (3)

ЭКОНОМИЧЕСКИЙ МЕХАНИЗМ УПРАВЛЕНИЯ НАДЕЖНОСТЬЮ

В переходный период в электроэнергетике целесообразно сочетать экономические и нормативные методы оценки надежности. В дальнейшем, по мере накопления опыта, возможен переход на нормативный метод оценки надежности (например, как нормы качества электроэнергии – ГОСТ 13109-97), однако эти нормативы должны быть обоснованы экономически с использованием такого показателя, как потери от нарушения электроснабжения потребителей.

По данным авторов, при существующем уровне надежности в электроэнергетике экономике России наносится ущерб примерно в 460–461 млрд руб. в год, что составляет 2,13% от произведенного ВВП. Расчеты показали, что для достижения оптимальной надежности электроснабжения экономики страны (относительно проектного варианта развития электроэнергетики) потребуется дополнительно 6–8% капитальных вложений, что в пересчете на масштаб ЕЭС России составит в среднем до 2015 г. порядка 67,7–90,3 млрд руб./год. Это снизит ущерб потребителям от нарушения электроснабжения на 435,2 млрд руб./год, что превышает необходимые инвестиции в повышение надежности в 4,8–6,4 раза и свидетельствует о высокой эффективности таких вложений для российской экономики.

Экономический механизм управления надежностью в современных условиях должен строиться на следующих базовых принципах:

1. Системная надежность (обеспечивается генерацией, магистральными ЭС, действиями СО) как свойство ЭЭС распространяется на всех потребителей электроэнергии, и платить за системную надежность должны все потребители в составе среднесистемного тарифа на производство и передачу электроэнергии.
2. Надежность распределения электроэнергии (обеспечивается распределительными сетевыми компаниями и РДУ СО) как свойство распределительных ЭС распространяется на определенные группы потребителей или отдельных потребителей и должна оплачиваться ими в соответствии с их категориями надежности по индивидуальным надбавкам-скидкам к среднесетевому договорному либо регулируемому тарифу на передачу электроэнергии по распределительным ЭС. При этом потребители имеют возможность выбирать разный уровень надежности электроснабжения в зависимости от характера своих технологических процессов.
3. Взаимосвязь экономических показателей потребителей и обеспечивающих их систем электроснабжения обеспечивается созданием обратной экономической связи «Инвестиции энергосистемы в надежность – Ущерб у потребителей» с минимизацией суммарных расходов «Инвестиции + Ущерб» (или достижением максимальной доходности инвестиций в надежность с учетом изменения экономического ущерба у потребителей). Одна из эффективных форм такой взаимосвязи – страхование надежности электроснабжения.

С помощью указанных экономических механизмов субъекты рынка электроэнергии должны осуществлять свои функции и нести соответствующую экономическую ответственность за надежность в электроэнергетике.

Системный оператор (СО ЦДУ ЕЭС и РДУ СО) должен быть интегрирующим и координирующим звеном в отношениях субъектов по надежности на рынке электроэнергии и нести полную ответственность за обеспечение системной надежности путем создания и распоряжения резервами ГМ и пропускной способности магистральных ЭС, управления структурой ЭС и пропускной способностью электрических связей, использования возможностей потребителей-регуляторов и др.

Ответственность за развитие межсистемных связей и ЭС для выдачи мощности электростанциями должна быть возложена на ФСК (на федеральном рынке) и МРСК (на региональном рынке).

Решение многоаспектной, комплексной и системной проблемы надежности в отрасли требует на каждом уровне управления разработки конкретных технико-экономических подходов и методов.

УЧЕТ НАДЕЖНОСТИ ПРИ РАЗВИТИИ ЭС

Можно выделить пять стадий решения задачи учета надежности при развитии магистральных и распределительных ЭС:

1. Оценка уровня надежности ЭЭС и их компонентов (электростанций, магистральных и распределительных ЭС).
2. Оценка расчетного уровня системной надежности: исследуются варианты развития источников электроэнергии, в т. ч. размещение и выбор установленной мощности электростанций, выбор конфигурации и параметров магистральных ЭС, совместная оптимизация уровня надежности ГМ и магистральных ЭС (обоснование аварийных, ремонтных и стратегических резервов ГМ во взаимосвязи с надежностью работы магистральных ЭС, определение параметров надежности источников электроснабжения в узлах нагрузки – точках подключения распределительных ЭС), оценивается вероятность развития системных аварий и их экономически обоснованная минимизация.
3. Определение расчетного уровня надежности распределения мощности и электроэнергии: выполняется исследование вариантов развития распределительных ЭС с учетом фактора надежности, обоснование оптимального уровня их надежности с учетом уровня надежности источников электроэнергии, определение параметров надежности электроснабжения в узлах нагрузки распределительных ЭС с учетом надежности ЭС высшего иерархического уровня.
4. Формирование состава электроэнергетических объектов, ввод которых обеспечит оптимальный уровень надежности электроснабжения потребителей, и определение дополнительных инвестиций в развитие ГМ и ЭС для повышения их надежности до оптимального уровня.
5. Определение эффективности инвестиций в повышение надежности и их влияния на величину тарифа на производство и передачу электроэнергии потребителям с учетом доходности инвестированного капитала. Регулирование распределения во времени инвестиций в развитие электроэнергетики и повышение надежности электроснабжения с целью выравнивания тарифов по годам расчетного периода.

На 4 и 5-й стадиях используется методика экономического обоснования предельно допустимых инвестиций в повышение надежности, определения коэффициентов эффективности этих вложений и ранжирования вводимых электросетевых объектов по коэффициенту эффективности инвестиций в повышение надежности ЭС. В результате реализации последних двух стадий определяется оптимальный уровень надежности схемы системы внешнего электроснабжения потребителей.

РАСЧЕТ НАДЕЖНОСТИ ЭС

Используемая модель расчета надежности ЭС базируется на экспресс-методе расчета установившегося режима работы ЭС с оценкой его статической устойчивости по критерию перемены знака якобиана, вводом режима в допустимую по статической устойчивости, напряжению и предельному току область путем перераспределения нагрузки между электростанциями, оптимизацией послеаварийных и ремонтных режимов по критерию минимума ущерба потребителям. При этом учитываются особенности регулирования режима системой противоаварийной автоматики и диспетчером энергосистемы, зависимость удельного ущерба от степени ограничения нагрузки и виды ограничения потребителей (аварийные, с предупреждением, плановые).
Модель расчетов надежности ЭС, автором которой является д.э.н., профессор В.А. Непомнящий, состоит из двух частей.

1. Моделирование различных неисправностей сети, расчет и оптимизация режимов ее работы с вводом режима в допустимую область путем перераспределения нагрузки между электростанциями. Если эти мероприятия не позволяют ввести режим в допустимую область, то проводится выборочное ограничение нагрузок потребителей с использованием топологии сети. В результате работы первой части модели выявляются минимально необходимые ограничения нагрузок потребителей в узлах, обеспечивающие работу ЭС в послеаварийных режимах с соблюдением баланса мощности и ограничений пропускной способности сети.
   При этом для магистральных ЭС пропускная способность будет характеризоваться пределом статической устойчивости, а для распределительных ЭС – допустимой токовой нагрузкой проводов ЛЭП и силовых трансформаторов ПС, а также уровнями напряжения в узлах сети.
   При исследовании надежности магистральных ЭС принимаются во внимание две стадии регулирования послеаварийного режима: 1) система противоаварийной автоматики САОН предотвращает нарушение статической устойчивости; 2) диспетчер энергосистемы вводит резервы ГМ и снижает дефицит мощности в узлах сети.
2. Определение вероятности ситуаций, приводящих к ограничениям нагрузок потребителей; вычисление значения недоотпуска электроэнергии и ущерба потребителям из-за различных видов ограничения нагрузок: аварийных, с предупреждением, плановых; вычисление сводных показателей надежности рассматриваемого варианта ЭС.

Особенность расчета надежности магистральных ЭС – оценка вероятностей и последствий каскадного развития системных аварий, что позволяет определить и оптимизировать живучесть данных ЭС.

ПОКАЗАТЕЛИ НАДЕЖНОСТИ ЭЭС

Технические показатели надежности ЭЭС:

• среднегодовая частота возникновения неисправных состояний системы, , 1/год;
• среднегодовая длительность неисправных состояний системы, , отн. ед. (час/год);
• вероятность исправных состояний системы, P_сист = 1 – , отн. ед. (час/год).

Ввиду переменной конфигурации графика электрических нагрузок не все аварийные состояния системы приводят к ограничению нагрузок (электроснабжения) потребителей, поэтому для ЭЭС и их компонентов необходимо ввести еще два технических показателя:

• вероятность ограничения электроснабжения потребителей , отн. ед., где – степень ограничения нагрузки потребителей, – плотность ограничиваемой части графика;
• вероятность бесперебойного электроснабжения потребителей , отн. ед., (час/год).

Энергетические показатели надежности ЭЭС:

• относительное среднегодовое вероятное значение (математическое ожидание) ограничений нагрузки потребителей , где – среднегодовое вероятное значение (математическое ожидание) ограничений нагрузки потребителей, – максимальная нагрузка потребителей;
• относительный среднегодовой вероятный недоотпуск электроэнергии потребителям (математическое ожидание) , где – среднегодовое вероятное значение (математическое ожидание) недоотпуска электроэнергии потребителям; – годовое потребление электроэнергии.

Экономические показатели надежности электроснабжения:

• величина экономических потерь (ущерба) от нарушений электроснабжения потребителей , определяемая как произведение недоотпуска электроэнергии на величину удельного ущерба потребителям: , где – эквивалентный удельный ущерб потребителям от недоотпуска электроэнергии, представляющий некоторую средневзвешенную величину удельного ущерба от аварийных (внезапных) нарушений электроснабжения и ограничений потребителей с предупреждением.

КРИТЕРИИ ОПТИМИЗАЦИИ НАДЕЖНОСТИ

Использование тех или иных критериев для принятия решения по выбору уровня надежности ЭЭС и ее компонентов (генерации, магистральных и распределительных ЭС, схем внутреннего электроснабжения конкретных потребителей) зависит от значимости для энергосистемы каждого из этих компонентов и их иерархического уровня.

Для генерирующих мощностей критерий приемлемости некоторого уровня надежности был рекомендован еще И.М. Марковичем как показатель вероятности бесперебойного электроснабжения (индекс надежности), который должен быть не ниже некоторого нормативного значения J_норм (нормативный индекс надежности):

. (4)

Согласно рекомендациям [1] нормативный индекс надежности следует принимать равным 0,996, что соответствует возможности существования дефицитов мощности и электроэнергии в ЭЭС не более 35 час/год.

Такой же критерий (0,996) можно использовать и для выбора уровня надежности магистральных ЭС, если их развитие рассматривать во взаимосвязи с развитием и размещением ГМ.

При этом общий индекс надежности генерации и магистральных ЭС не должен быть ниже J_норм, а следовательно, уровень надежности каждого из этих компонентов энергосистемы должен быть выше J_норм.

Математически это можно сформулировать как условие:

. (5)

Распределение уровня надежности между генерацией и магистральными ЭС может быть проведено по критерию равенства эффективности инвестиций в повышение надежности генерации и магистральных ЭС.

Оценку надежности магистральных электрических сетей следует еще дополнить показателем вероятности развития системных аварий и условием, что при этом средняя относительная величина (математическое ожидание) потери нагрузки энергосистемы не превысит некоторого нормативного значения, выраженного в долях от максимальной нагрузки электроэнергетической системы:

> . (6)

Для распределительных ЭС в качестве показателей надежности следует принять вероятность ограничения нагрузки потребителей (вероятность нарушения электроснабжения), , а также вероятность того, что среднегодовой относительный недоотпуск электроэнергии не превысит некоторой нормированной величины: .

Наиболее универсальный экономический критерий оптимальности уровня надежности – минимум суммарных экономических расходов, включающих в себя дополнительные затраты на повышение надежности электроэнергетики в целом и каждого из ее компонентов и ущерб от нарушений электроснабжения при заданной доходности инвестированного капитала:

, (7)

где – нормативный коэффициент доходности инвестиций в надежность;
– инвестиции в повышение надежности электроснабжения;
, – коэффициенты амортизационных отчислений и эксплуатационных (операционных) расходов;
, – среднегодовые значения ущерба от нарушений электроснабжения потребителей и ущерба ЭЭС от внеплановых ремонтов поврежденного оборудования, неоптимальных режимов работы электростанций (перерасход топлива) и ЭС (увеличение потерь электроэнергии).

Графическая интерпретация изменения затрат и их главных составляющих при изменении надежности электроснабжения (рис.1) показывает, что увеличение надежности системы электроснабжения приводит к уменьшению суммарного ущерба () от нарушения электроснабжения (у потребителей и системы), но требует дополнительных затрат (инвестиций в резервирование сети и соответствующих затрат по эксплуатации). При этом с ростом резервных элементов системы, увеличивающих надежность электроснабжения, дополнительные затраты растут равномерно, а ущерб снижается неравномерно.

Рис. 1.
Принципиальный характер изменения затрат и их главных составляющих при изменении надежности электроснабжения

В связи с этим суммарные затраты с учетом оптимального ущерба имеют широкую зону оптимальности (или неопределенности), в пределах которой изменение показателя надежности в широком диапазоне (Р_сист) практически не приводит к существенному изменению затрат (З_над).

Оптимальную степень надежности (оптимальное число дополнительных резервных элементов) можно найти путем приравнивания к нулю первой производной функции (7) по независимой переменной К_над:

, (8)

, (9)

где – приращение ожидаемого суммарного ущерба на единицу дополнительных инвестиций (капитальных вложений), руб.год / руб.

Из выражения (9) следует, что надежность электроснабжения оказывается оптимальной в том случае, если приращение ожидаемого ущерба (у потребителей и системы) на единицу дополнительных инвестиций (капиталовложений) будет равно сумме значений норм доходности инвестированного капитала, амортизации и эксплуатационных расходов.

Использование экономических критериев для обоснования оптимального уровня надежности ЭЭС и ее компонентов требует особо ответственного подхода к оценке экономических последствий нарушения электроснабжения потребителей в различных отраслях экономики, в социальной сфере и пр.

Анализ большинства работ по оценке ущерба от нарушений электроснабжения, выполненных в СССР за период 1954–1988 гг., собственные исследования и теоретические разработки 1964–2010 гг. позволили В.А. Непомнящему получить обобщенную картину характеристик удельного ущерба от различных видов нарушений электроснабжения потребителей в производственной, социальной и бытовой сферах национальной экономики. При этом была выявлена зависимость удельного ущерба от степени и длительности ограничения нагрузки, вида ограничения, причин нарушения электроснабжения. На основе этих данных построены обобщенные характеристики удельного ущерба для понизительных подстанций и ЭЭС в целом с учетом влияния способов управления ограничениями нагрузок с различной селективностью: устройствами АЧР, системами САОН, по графикам аварийной разгрузки.

Следует обратить особое внимание на создание в задачах надежности обратной связи в форме объективного и полного сбора статистических данных по аварийности элементов ЭС, анализу этих данных, корректной оценке недоотпуска электроэнергии потребителям по отраслям экономики (с изменением методики определения этого недоотпуска на основе отчетных суточных графиков нагрузок потребителей).

Изложенный подход в совокупности с расчетами надежности позволит разработать и экономически обосновать объективные нормативы надежности для ЭС различного иерархического уровня в ЕЭС России и создать методику корректного учета фактора надежности при формировании тарифов на передачу электроэнергии. Для этого потребуется провести работу по оценке фактического уровня надежности действующих ЭС и оптимизации надежности перспективных схем их развития: по магистральным (системообразующим) сетям – для всех энергосистем, входящих в ОАО «ФСК ЕЭС», по распределительным сетям – для представительных электросетевых компаний в каждом региональном энергообъединении Холдинга МРСК.

ОПЫТ УЧЕТА НАДЕЖНОСТИ ПРИ РАСЧЕТЕ ТАРИФОВ ПО МЕТОДИКЕ RAB

Методические указания (МУ) ФСТ России по регулированию тарифов с применением метода доходности инвестированного капитала (метод RAB-регулирования) были утверждены в 2008 г. При этом было предписано Минэнерго до 1 января 2009 г. разработать методические указания по расчету уровня надежности электроснабжения, качества электроэнергии и услуг сетевой компании. По состоянию на 2010 г., таких методических указаний нет, хотя в Минэнерго действует Комиссия по разработке концепции обеспечения надежности в электроэнергетике, которая должна отработать методологические и методические подходы к учету надежности в электроэнергетике в условиях рынка.

В этой ситуации компания «СКАФ» разработала и предложила собственные методические подходы к учету надежности в электроэнергетике:

• по системной надежности ЕЭС России (в работе по тендеру ФСТ «Методика оценки тарифов на электроэнергию по обеспечению системной надежности»);
• по электросетевой надежности (в работах по оптимизации надежности ЭС для ряда АО-энерго).

Цель работы в области электросетевой надежности – оценка существующего уровня надежности распределительных ЭС 110–35 кВ АО-энерго с учетом надежности магистральных ЭС 750–150 кВ ОЭС, оптимизация надежности ЭС 110–35–10(6) кВ АО-энерго на период до 2015 г., оценка потребности в инвестициях в повышение надежности электрических сетей до оптимального уровня, выявление их эффективности и влияния на величину тарифа на передачу электроэнергии, сравнительный анализ расчета тарифов на передачу электроэнергии по методике экономически обоснованных расходов (затрат) и по методике RAB.

Работа включала в себя четыре этапа:

• анализ современного уровня надежности ЭС 110–35 кВ АО-энерго с учетом надежности основной сети 750–150 кВ ОЭС;
• расчеты надежности региональных распределительных ЭС 110–35–10(6) кВ на перспективу 2010–2015 гг.;
• определение инвестиций в повышение надежности ЭС 110–35–10(6) кВ АО-энерго до экономически обоснованного уровня на период 2010–2015 гг., сравнительный анализ расчета тарифов на передачу электроэнергии по методике экономически обоснованных расходов и методике RAB;
• создание программного комплекса по расчету тарифов на передачу электроэнергии, адаптированного к результатам расчетов по оптимизации надежности распределительных ЭС АО-энерго и совместимого с ЕИАС ФСТ России.

На основании выполненных исследований и расчетов были получены и обоснованы для сетей 110 кВ перечни конкретных ЛЭП (новое строительство и реконструкция), обеспечивающих резервирование сети внешнего электроснабжения АО-энерго и повышение ее надежности, снижение вероятного недоотпуска электроэнергии и ущерба потребителям экономики региона.

На основании экономически обоснованного перечня линий электропередачи 110 кВ, обеспечивающих повышение надежности проектной Схемы развития ЭС 110 кВ до оптимального уровня на период до 2015 г., был определен объем дополнительных инвестиций, необходимый для повышение надежности ЭС 110 кВ, а также по проработкам Схем развития ЭС 35–10(6) кВ в согласованных с АО-энерго энергоузлах (с промышленной, коммунально-бытовой и сельскохозяйственной нагрузками), по укрупненным показателям определены дополнительные инвестиции в повышение надежности проектной схемы развития электросетей напряжением 35–10(6) кВ до оптимального уровня.

Повышение уровня надежности проектной Схемы развития распределительных электрических сетей 110–35–10(6) кВ на период 2010–2015 гг. до оптимального уровня принималось на основе компромисса: за счет экономически обоснованных инвестиций в резервные элементы ЭС АО-энерго предотвращается ущерб в отраслях экономики региона благодаря снижению частоты и длительности перерывов в электроснабжении. При этом в расчетах повреждаемости элементов электрических сетей с существующей, проектной и с повышенной надежностью принимались относительно одинаковые удельные показатели многолетней, за 30–40 лет статистики вероятного отказа элементов оборудования ЭС России и вероятные удельные ущербы в отраслях экономики от нарушения электроснабжения, приведенные к показателям 2007–2008 гг. [1, 2].

Для учета фактора надежности системы внешнего электроснабжения, обеспечивающего повышение надежности электроснабжения экономики региона, при установлении тарифов на передачу электроэнергии на долгосрочный период (3–5 лет) по методике RAB, разработчики использовали схемы развития распределительных ЭС 110–35–10(6) кВ АО-энерго на период до 2015 г. На основании этих схем были выполнены расчеты для экономического обоснования дополнительных инвестиций с целью обеспечения оптимального уровня надежности развития распределительных ЭС в регионе.

Методологически, для учета надежности электроснабжения потребителей при тарифном регулировании, были объединены документы стратегического прогнозирования (схемы развития ЭС) и текущего планирования (долгосрочного тарифного регулирования). При установлении тарифов по методике RAB валовая выручка, принимаемая для расчета тарифов, корректируется с учетом надежности и качества поставляемого товара и услуг. Установлено предельное превышение необходимой валовой выручки (НВВ) на передачу в размере 3% при экономически обоснованном уровне надежности электроснабжения. Так как методические указания по применению повышающих (понижающих) коэффициентов НВВ по учету надежности и качества электроснабжения в настоящее время не разработаны, в заключительной части работы использованы показатели и результаты экономического обоснования надежности развития распределительных ЭС АО-энерго на период 2010–2015 гг., полученные на 3 и 4-м этапах работы.

Необходимо отметить, что при согласовании и утверждении дополнительных инвестиций, обеспечивающих экономически обоснованный (оптимальный) уровень надежности ЭС, региональный регулирующий орган самостоятельно, без согласования с ФСТ России, может принять решение о превышении в регионе предельных уровней тарифов на передачу электроэнергии (через механизм увеличения НВВ на передачу до 3%).

Литература

1. Справочник по проектированию электроэнергетических систем / Под ред. С.С. Рокотяна, И.М. Шапиро. – М.: Энерго-атомздат, 1985.
2. Справочник по проектированию электрических сетей / Под ред. Л.Д. Файбисовича. – М.: НЦ ЭНАС, 2006.