Голоднова О.С. к.т.н.

Обзор основных мероприятий Минэнерго РФ по совершенствованию управления электроэнергетикой в части генерации

Генеральный курс Минэнерго РФ в области генерации – это наращивание установленной генерирующей мощности при одновременном постепенном обновлении оборудования, обеспечение надежности электроснабжения и качества электроэнергии (частота, напряжение и т.д.) в условиях продолжения либерализации рынка электроэнергии и мощности.

Основные шаги в этом направлении  (в 2009¸2010 гг.):

1.       Узаконены все нормативы и стандарты, которые должны были перестать действовать с 30 июня 2010 г. согласно Федеральному закону «О техническом регулировании» от  7.12.2002 №184 ФЗ.  Федеральный закон  от 27.12.2009 №385 ФЗ внес изменения, которые автоматически продлевают срок действия  действующих нормативных требований «до дня вступления в силу соответствующих технических регламентов».  Это сохраняет преемственность нормативно-техни-ческой документации (НТД) в электроэнергетике. Одновременно предприняты шаги к обновлению НТД –  Минэнерго РФ издан приказ № 137 от 02.04.2010 «О совершенствовании нормативно-технических документов и принципов технического регулирования в электроэнергетике», согласно которому межведомственной рабочей группе поручено провести анализ НТД и в 3-х месячный срок представить предложения по созданию комплексной системы нормативно-правового и нормативно-техниче­ского регулирования в электроэнергетике. Распоряжением Правительства РФ от 09.03.2010 № 300-р внесены изменения в Программу разработки технических регламентов, которая включает в себя технические регламенты, принимаемые федеральными законами, постановлениями Правительства РФ, нормативными правовыми актами Минпромторга РФ; документы (директивы) ЕС, технические регламенты Республики Белоруссия; технические регламенты, обеспечивающие формирование Единого экономического пространства Республики Белоруссия, Республики Казахстан и Российской Федерации, принимаемые международными соглашениями.

2.       Правительство РФ одобрило корректировку Генеральной схемы размещения объектов электроэнергетики до 2020 года, представлен­ную Министром энергетики РФ С. Шматко. (03 июня 2010 года). В основу корректировки Генеральной схемы были заложены:

-        скорректированные прогнозы электропотребления (прогнозный среднегодовой темп прироста - 3,1% в максимальном варианте и 2,2% - в базовом);

-        оптимизированная структура генерирующих мощностей;

-        уточненный перечень вводов генерирующих и электросетевых объектов;

-        горизонт планирования Генеральной схемы продлен до 2030 г.;

-        вывод из эксплуатации устаревшего генерирующего оборудования с заменой его на современные образцы;

-        модернизация генерирующих мощностей с ростом к 2030 году энергоэффективности;

-        модернизация электросетевого комплекса.

Откорректированные схема и программа развития Единой энергетической системы России на 2010¸2016 гг. были утверждены Приказом Минэнерго от 15.07.2010 №333.

3.       Заложены основы формирования долгосрочных планов по развитию и модернизации необходимого объема генерирующих мощностей  на основе Генеральной схемы – разработаны и утверждены инвестиционные программы. Запущен механизм государственного контроля за разработкой и реализацией инвестиционных программ (Постановление Правительства РФ от 01.12.2009 г. №977 «Об инвестиционных программах субъектов электроэнергетики»; приказ Министерства энергетики РФ  от 25.03.2010 "Об  утверждении формы  инвестиционной программы  субъектов электроэнергетики, в уставных капиталах  которых участвует  государство, и сетевых организаций"). Контроль включает в себя проверку исполнения графиков строительства объектов электроэнергетики,  а так же анализ ежеквартальных отчетов об исполнении инвестпрограмм, в том числе об использовании средств, предусмотренных в качестве источников финансирования.

4.       Регулирование оптового рынка электроэнергии, на котором  оплачиваются раздельно  мощность, электроэнергия, осуществляют НП «Совет рынка» (Наблюдательный совет НП) и Федеральная служба по тарифам (ФСТ) в соответствии с «Правилами оптового рынка электрической энергии (мощности) переходного периода» (Постановление Правительства РФ от 24 октября 2003 г. № 643 с 20-тью изменениями, внесенными  с 2005 г. по 4 марта 2010 г.).  Для закрепления  обязательств поставщиков мощности по обеспечению системной надежности Постановление Правительства РФ от 03.03.2010 № 117 «О порядке отбора субъектов электроэнергетики и потребителей электрической энергии, оказывающих услуги по обеспечению системной надежности, и оказания таких услуг, а также об утверждении изменений, которые вносятся в акты Правительства Российской Федерации по вопросам оказания услуг по обеспечению системной надежности» вводит в действие «Правила отбора субъектов электроэнергетики и потребителей электрической энергии, оказывающих услуги по обеспечению системной надежности». «Правила» определяют порядок оказания этих услуг, в частности устанавливают обязанность поддержания соответствия оборудования определяемым системным оператором параметрам и характеристикам, соблюдение параметров технологического режима работы объектов электроэнергетики, модернизацию оборудования в срок, предусмотренный договором с системным оператором. Оплата услуг по обеспечению системной надежности осуществляется системным оператором по цене, определенной по результатам конкурентного отбора, либо по тарифу, установленному федеральным органом исполнительной власти в области регулирования тарифов, – в случае, если обязанность по оказанию этих услуг была возложена на субъект электроэнергетики.

5.       Реализация инвестиционных программ предусмотрена в виде ДПМ – договоров о поставке мощности, которые обеспечивают юридическое закрепление инвестиционных обязательств по строитель­ству и модернизации генерирующих объектов.  Утверждены стандартные формы ДПМ, которые определяют период поставки мощно­сти, объем поставляемой мощности, цену и порядок оплаты мощности, ответственность и поря­док обеспечения обязательств. Правительством РФ определен перечень объектов, являющихся предметом ДПМ. Конкретизация механизма поставки мощностей по ДПМ предусмотрена Федеральным законом  № 401-ФЗ от 28.12.2010 "О внесении изменений в Федеральный закон от 26 марта 2003 года №35-ФЗ "Об электроэнергетике" и отдельные законодательные акты Российской Федерации".

6.       ДПМ стимулирует к строительству и к модернизации энергообъектов путем возврата вложенных средств. Тариф на новую мощность ежегодно устанавливается НП "Совет рынка", он должен обеспечивать инвесторам возврат средств, вложенных в стро-ительство. Наблюдательным советом НП "Совет рынка"26.11.2009 была утверждена "Методика проверки соответствия ценовых заявок на продажу мощности требованию об экономической обоснованности размера ежемесячной платы за единицу мощности(за исключением гидро и атомных электростанций)". Для расчетов на 2010 год были определены: нормативно средневзвешенная стоимость капитала – 9,6%  годовых; ставки оплаты новых энергомощностей в 2010 году от 500 до 800 тыс. руб. за 1 МВт в месяц. Тарифная ставка на мощность была утверждена ФСТ в размере 159,5 тыс.руб./МВт.

7.       Принято Постановление Правительства РФ от 21 апреля 2010 г. N 269 «О проведении конкурсов инвестиционных проектов по формированию перспективного технологического резерва мощностей по производству электрической энергии», устанавливающее правила проведения таких конкурсов, в том числе перечень требований к техническим характеристикам генерирующих объектов. При этом  поручено ФСТ  установить единый показатель доходности капитала, вложенного в производство электрической энергии – в соответствии со  среднемесячной стоимостью краткосрочного капитала, привлекаемого в целях приобретения топлива).

8.       В соответствии с ДПМ, генерирующие компании взяли на себя обязательства построить новые генерирующие мощности в общем объеме около 25 ГВт и в течение 5 лет ввести их в эксплуатацию. 9.11.2010 завершился процесс подписания российскими генерирующими компаниями, ОАО «СО ЕЭС», ОАО «АТС» и НП «Совет рынка» агентских договоров, являющихся важной частью конструкции договора предоставления мощности (ДПМ). Ответственность генерирующих компаний по ДПМ: предусмот­рена жесткая система отчетности о прохождении ключевых этапов строительства с  существенными штрафами за непредставление отчетности; предусмотрены меры финансовой и иной ответственности за неисполнение договорных обязательств по ДПМ в части нарушения сроков строительства и ввода объектов электроэнергетики в эксплуатацию.

9.       С 2011 года вся предоставляемая по ДПМ мощность выбирается в приоритетном порядке, что указано в Приказе Минэнерго РФ № 430 от 07.09.2010 «Об утверждении Порядка учета технических характеристик (параметров) генерирующего оборудования в ходе приема заявок участников конкурентного отбора мощности, а также для определения результатов конкурентного отбора мощности». Поставщики мощности имеют обязательства по поддержанию их генерирующего оборудования в постоянной готовности к выработке электрической энергии, т.е. по  соблюдению заданного Системным оператором режима работы генерирующего оборудования, включая состав оборудования и его параметры, участие в регулировании мощности и частоты в сети и т.д. При конкурентном отборе мощности приоритетными (в порядке убывания) являются следующие технические характеристики генерирующего оборудования: готовность к работе в пиковом режиме, больший удельный диапазон регулирования, больший удельный обеспеченный объем выработки электрической энергии. Стоимость мощности напрямую зависит от выполнения обязательств генерирующими компаниями, что должно стать прямым финансовым стимулом  к соблюдению всех предъявляемых требований.

10.   Либерализация долгосрочного рынка мощности для генерирующих компаний характеризовалась в 2010 г. следующими параметрами. На конкурентном отборе мощности, проведенном "Системным оператором ЕЭС", цена на мощность в зонах свободного перетока (ЗСП) Центра и Урала составила 123 тыс. руб. за 1 МВт в месяц. Только в этих регионах цена определялась по свободным правилам долгосрочного рынка мощности, на остальной территории единой энергосистемы, где, по мнению ФАС, конкуренция была недостаточна, был установлен потолок цены (price-cap). В европейской энергозоне price-cap и, соответственно, цена на мощность составили 118,1 тыс. руб., в Сибири — 126,4 тыс. руб. за 1 МВт в месяц. С 2011 г. запланировано увеличение объемов продажи электрической энергии по свободным (нерегулируемым) ценам до 100%.

11.   Установлен порядок государственного контроля рынков электрической энергии и мощности со стороны Минэнерго РФ. В 2010 г. утвержден «Административный регламент по исполнению Министерством энергетики РФ государственной функции по осуществлению контроля за соблюдением субъектами оптового и розничных рынков электрической энергии и мощности требований законодательства РФ» (АР). Также утвержден аналогичный документ по контролю за деятельностью организаций коммерческой инфраструктуры оптового рынка электрической энергии и мощности. Акты по результатам  плановых и внеплановых проверок субъектов электроэнергетики являются юридическим основанием для принятия мер (предупреждение, предписание, возбуждение дела об административном правонарушении, направление рекомендации в Совет рынка для рассмотрения на дисциплинарной комиссии и т.д.). На основании АР Минэнерго РФ проводило проверки генерирующих компаний на предмет выполнения не только инвестиционных программ, но и выполнения ремонтных программ в полном объеме.

12.   Для законодательного закрепления вышеописанного комплекса мер выполнена многократная корректировка Федерального закона «Об электроэнергетике» - шесть раз в течение 2010 г. (от 09.03.2010 № 26-ФЗ; от 26.07.2010 – ФЗ №№ 187, 188, 189, 191  и  от  28.12.2010 – №401), а также соответственно других законов, связанных с оптовым рынком мощности, а также  Кодекса Российской Федерации об административных правонарушениях.  В 2009-2010 гг. вышло 10  Постановлений Правительства РФ о внесении изменений в «Правила оптового рынка электрической энергии (мощности) переходного периода», в том числе Постановление от 14 ноября 2009 г. N 929  "О порядке осуществления государственного регулирования в электроэнергетике, условиях его введения и прекращения " и Постановление от 4 марта 2010 г. N 122 "О внесении изменений в пункты 17 и 54 Правил оптового рынка электрической энергии (мощности) переходного периода". В 2009¸2010 гг. внесен ряд изменений в Постановление Правительства РФ от 31 августа 2006 г. № 530 "Об утверждении Правил функционирования розничных рынков электрической энергии в переходный период реформирования электроэнергетики".

13.   С 01 апреля 2010 г. действуют «Технические требования к генерирующему оборудованию участников оптового рынка», введенные ОАО «СО ЕЭС».  Сделан шаг к   учету специфики и технического состояния энергооборудования (объекта диспетчеризации) в процессе эксплуатации в режимах регулирования мощности и частоты. Необходимость такого учета показала авария на Саяно-Шушенской ГЭС 17.08.2009.  Теперь системный оператор должен получить все необходимые данные об энергооборудовании и его возможностях в части регулирования мощности и частоты от технических руководителей генерирующих энергопредприятий и учесть эти данные, планируя  «допустимые диапазоны регулирования активной и реактивной электрической мощности, установленную, располагаемую и максимальную мощности генерирующего оборудования, а также иные параметры, необходимые для определения готовности генерирующего оборудования к выработке электрической энергии». Для получения ряда данных должны быть проведены специальные испытания энергооборудования.

14.   Задача повышения качества технического обслуживания и ремонта решалась в соответствии с указанием премьер-министра РФ  В.В.Путина – приоритет отдан заводскому сервису. Это нашло отражение в Протоколе (№ 653пр) совещания «Заводской сервис — важнейший компонент энергобезопасности генерирующего оборудования», проведенного 14-15 апреля 2010 г. по поручению Правительства Российской Федерации от 15.03.2010 № ИС-119-1570  в г. Санкт-Петербурге.  Основные решения совещания:

-   «ОАО «Силовые машины» совместно с заинтересованными эксплуатирующими организациями подготовить проект типового договора по техническому обслуживанию оборудования на весь период его эксплуатации.

-   Генерирующим и  электросетевым  компаниям совместно с заводами-производителями оборудования при координации Минэнерго России подготовить предложения по разработке/ изменению НТД в сфере технического обслуживания оборудования.

-   Производителям промышленного оборудования разработать предложения по внесению изменений в Федеральный Закон о промышленной безопасности опасных производственных объектов №116-ФЗ от 21.07.1997г.

-   Рекомендовать ОАО «Силовые машины» подписать Меморандум об основных направлениях взаимодействия в ходе технических ревизий и сервисного обслуживания энергетического оборудования с эксплуатирующими организациями с учетом поступивших предложений по его корректировке на двусторонней основе.

-   Рекомендовать эксплуатирующим организациям обеспечивать приоритет восстановления, а не продления ресурса действующего в России турбинного и генераторного оборудования при оценке его состояния.

-   Рекомендовать эксплуатирующим организациям обеспечить обязательное участие специалистов заводов — изготовителей в принятии решения о продлении индивидуального ресурса турбинного и генераторного оборудования сверх установленного в Технических условиях на поставку».

15.   Вопросы надежности производства электроэнергии отражены  косвенно – в части обеспечения запасов топлива, готовности к зиме  и вывода оборудования в ремонт – в  Федеральном законе от 26.07.2010 № 189-ФЗ "О внесении изменений в Федеральный закон "Об электроэнергетике" и Кодекс РФ об административных правонарушениях в целях обеспечения устойчивого и надежного снабжения электрической и тепловой энергией». Это касается порядка создания и установления нормативов технологических запасов топлива на электростанциях; утверждения положений об оценке готовности субъектов энергетики к работе в осенне-зимний период и о контроле за его прохождением, а так же утверждения порядка осуществления техконтроля и надзора в электроэнергетике. Устанавливается административная ответственность: а) «за нарушение нормативов технологических запасов топлива на тепловых электростанциях в виде штрафа на должностных лиц в размере от 30 до 50 тыс. руб. или дис-квалификацию на срок от 18 месяцев до 3-х лет; на юридических лиц – в размере стоимости предмета административного правонарушения (цена топлива, недостающего до выполнения норматива технологического запаса топлива на тепловой электрические станции) на момент окончания или пресечения административного правонарушения»;  б) «за несоблюдение правил вывода объектов электроэнергетики в ремонт и из эксплуатации – в виде штрафа на должностных лиц в размере от 30 до 50 тыс. руб. или дисквалификацию на срок от 18 месяцев до 3-х лет; на юридических лиц – от 500 тыс. до 1 млн. руб».

16.   Согласно Приказу Минэнерго РФ  от 29.10.2009 г. №466,  Институту систем энергетики им. Л.А. Мелентьева СО РАН поручена разработка «Концепции обеспечения надежности в электроэнергетике». «Концепция» должна способствовать  обоснованию взаимно согласованных уровней надежности электроэнергетики и резервов мощности генерирующего оборудования.

17.   Непосредственно к надежности объектов электроэнергетики и к покрытию ущерба от аварий имеет отношение Федераль­ный закон от 27 июля 2010 г. № 226-ФЗ "О внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации в связи с принятием Федерального закона "Об обязательном страховании гражданской ответственности владельца опасного объекта за причинение вреда в результате аварии на опасном объекте".

В Кодекс РФ об административных правонарушениях внесена "Статья 9.19. Несоблюдение требований об обязательном страховании гражданской ответственности владельца опасного объекта за причинение вреда в результате аварии на опасном объекте. Эксплуатация опасного объекта, за исключением ввода в эксплуатацию, в случае отсутствия договора обязательного страхования гражданской ответственности владельца опасного объекта за причинение вреда в результате аварии на опасном объекте – влечет  наложение административного штрафа на должностных лиц в размере от пятнадцати тысяч до двадцати тысяч рублей, на юридических лиц - от трехсот тысяч до пятисот тысяч рублей".

Соответствующие изменения внесены в Федеральный закон от 21.07.1997  № 117-ФЗ   "О безопасности гидротехнических сооружений": статьи 9, 15 и 16.1 предусматривают необходимость заключения договора обязательного страхования гражданской ответственности за причинение вреда в результате аварии гидротехнического сооружения и выплату денежных компенсаций гражданам в счет возмещения причиненного вреда (до 2-х миллионов).

Источники: сайты Минэнерго РФ, НП «Совет рынка», Минпромэнерго РФ и др.

-------------------------------------------------------------------------------------------------

Комментарии автора: что пока не учтено в правительственном комплексе мер по предупреждению аварий и обеспечению промышленной безопасности генерирующего оборудования?

1. Отсутствие механизмов окупаемости проектов модернизации  действующего оборудования не позволяет работать в этом направлении из-за недостатка средств. Сейчас ДПМ предусматривают гарантированный возврат средств, вложенных только в строительство новых энергообъектов или в модернизацию с наращиванием мощности. Рынок новых мощностей закладывается в тариф на электроэнергию и окупается за счет потребителя. Доходность в этом случае составляет до 15% в год.  Если условия возврата средств распространить и на действующее оборудование, это приведет к значительному увеличению срока службы существующего оборудования и снизит стремление к необоснованному  выводу мощностей из энергосистем вследствие их «износа». В противном случае нет никаких стимулов для работ по продлению ресурса действующего энергооборудования и поддержанию его надежности путем даже  малозатратной модернизации, а также по внедрению современных методов оценки технического состояния и диагностики  энергооборудования. А значит,  будет только два варианта стратегии эксплуатации действующего оборудования за пределами нормативного срока службы: замена оборудования новым (с возвратом вложенного капитала, если повышена мощность) или эксплуатация до аварийного повреждения, в том числе с полным разрушением оборудования, что является угрозой промышленной безопасности.

2. Надежность, как техническая характеристика, не учитывается при конкурентном отборе мощности на оптовом рынке, а также на конкурсе инвестиционных проектов. Это не способствует заинтересованности генерирующих компаний в модернизации действующего оборудования с целью продления его срока службы, а также выполнению ремонтных программ и затратам на повышение качества ремонта. Штрафные санкции за недопоставку мощности и электроэнергии, по-видимому,  недостаточно стимулируют повышение надежности генерации.

3. Стимулирование качества поставляемой мощности не способствует предупреждению аварий оборудования. Цена поставляемой мощности зависит  от качества мощности, которое, прежде всего, определяется готовностью генерирующего оборудования к работе. Согласно «Правилам оптового рынка электрической энергии (мощности) переходного периода» основным условием готовности является соответствие реально действующей мощности участника рынка «объему мощности генерирующего оборудования участника оптового рынка, уменьшенному на объем мощности, выведенной в ремонт, согласованный в установленном порядке с системным оператором, с учетом величины технологических ограничений на производство или подачу в сеть электрической энергии (мощности)». Внеплановый ремонт снижает готовность и приводит к снижению оплаты за мощность не только для данного участника, но и для группы участников, поставляющей мощность в рамках соглашения. Этот порядок должен служить макростимулом  к заботе о техническом состоянии и обеспечению исправности оборудования, но в каждодневной практике с неизбежными рисками он фактически способствует задержке устранения внезапно возникшей неисправности (вплоть до аварии), если  для этого требуется внеплановый вывод в ремонт или увеличение простоя в плановом ремонте. Ущерб и упущенная выгода могут быть определены согласно «Методике определения убытков в ГТП генерации участника от недопоставки электрической энергии и мощности на ОРЭМ по вине сторонних организаций» от 28.05.2009, и взысканы со сторонней организации, если это ее вина. Но, учитывая сложности и сроки взыскания, можно прогнозировать стремление генерирующей компании как можно дольше сохранять в работе неисправное оборудование, чтобы избежать убытков из-за внепланового останова.

4. Не решен вопрос о личной ответственности  технических руководителей субъектов электроэнергетики и должностных лиц в вышестоящих организациях за нарушение НТД по эксплуатации энергооборудования. Внесенные дополнения в Кодекс РФ об административных правонарушениях предусматривают личную ответственность только в двух ситуациях – недостаточные запасы топлива и нарушения «Правил вывода объектов электроэнергетики в ремонт и из эксплуатации»  (в ред. Постановления Правительства РФ от 10.03.2009 № 219). Последняя ситуация может трактоваться и не в пользу выполнения НТД по эксплуатации оборудования, поскольку  остается приоритет системного оператора при реализации указанных «Правил».  Хотя статья 15 и предусматривает ряд возможных случаев вывода во внеплановый ремонт объекта диспетчеризации по срочной (неотложной) заявке, а статья 20 – необходимость незамедлительного вывода в ремонт,  но статья 21 оставляет право системного оператора не согласовывать заявку по целому ряду системных причин, за исключением автоматического отключения энергооборудования.

5. Не проработаны вопросы расширения сферы применения автоматического отключения генерирующего оборудования для защиты от аварий как альтернативы главенству экономических стимулов и приоритету системного оператора в ситуациях, последствия которых могут представлять угрозу промышленной безопасности вследствие, как показано в пп. 3, 4, зависимости от человеческого фактора .

6. Страхование гражданской ответственности владельца опасного объекта за причинение вреда в результате аварии на опасном объекте не способствует повышению надежности энергетического оборудования, поскольку отсутствует система управления рисками, т.е. программа предупреждающих аварии мер, контролируемая страховщиком.

7. Вопросы совершенствования технического обслуживания и ремонта (ТО и Р) решаются без учета фактического положения дел в этой области, а прежде всего, исходя из нужд заводов-изготовителей, по-видимому, чтобы обеспечить им финансирование за счет заказов на ТО и Р со стороны энергопредприятий. При этом цены на услуги заводов не ограничиваются, а тарифы на электроэнергию ограничиваются и регулируются государством. Это способствует недофинансированию ремонтов, невыполнению необходимых работ по ТО и Р, т.е. к  повышению вероятности аварии и снижению промышленной безопасности.

8. Тенденция к перекладыванию функций государственного надзора и контроля на посреднические организации – СРО – без решения вопросов финансирования не может привести ни к повышению качества ТО и Р, ни к обеспечению промышленной безопасности, а приведет только к лишним затратам предприятий – членов СРО и соответственно к повышению стоимости оказываемых услуг, а также к росту коррупционной составляющей стоимости услуг.

апрель 2011