Проект

     

УТВЕРЖДЕНА
распоряжением Правительства
Российской Федерации
от "___" ______ 2013 года N ____

     

Стратегия развития электросетевого комплекса Российской Федерации

Настоящая Стратегия охватывает основную деятельность электросетевого комплекса Российской Федерации (далее - ЭСК) - передачу и распределение электроэнергии, а также непосредственно связанные с ней аспекты смежных видов деятельности (главным образом, генерации и сбыта электроэнергии) на территории России.

Стратегия уделяет особое внимание деятельности создаваемого ОАО "Российские сети" и входящих в него компаний, контролирующих около 70% распределительных и 90% магистральных сетей в России. При этом большинство положений Стратегии, относящихся к ОАО "Российские сети", актуальны и для остальных сетевых организаций.

     Миссия ЭСК

Миссия российского электросетевого комплекса (ЭСК) - долгосрочное обеспечение надежного, качественного и доступного энергоснабжения потребителей РФ за счет организации максимально эффективной и соответствующей мировым стандартам инфраструктуры по тарифам, обеспечивающим приемлемый уровень затрат на электроэнергию для российской экономики и инвестиционную привлекательность отрасли через адекватный возврат на капитал.

Основным приоритетом деятельности магистрального сетевого комплекса является поддержание и развитие инфраструктуры (линии и трансформаторы), позволяющей обеспечить надежность выдачи мощности станций и передачи электроэнергии в распределительные сети.

Миссия распределительного комплекса - долгосрочное обеспечение энергетической безопасности потребителей на всей территории соответствующего региона на этапе распределения электрической энергии за счет организации максимально эффективной инфраструктуры.

В число ключевых задач государственной политики в сфере электросетевого хозяйства входят создание экономических методов стимулирования эффективности сетевых компаний, обеспечение условий для стабилизации тарифов, а также привлечение частного капитала в комплекс в объеме, достаточном для модернизации и реконструкции электросетей для обеспечения надежности электроснабжения.

На сегодняшний день Стратегия развития распределительного электросетевого комплекса РФ 2006 года не реализована. Полностью выполненной можно считать только одну из ее задач - создание крупных и сопоставимых по размерам операционных МРСК, преследовавшее цели по максимизации ответственности менеджеров за результаты работы и обеспечению условий для принятия регуляторных решений на основе сравнительного анализа. Две другие ключевые задачи стратегии выполнены лишь частично: еще не все регионы перешли на RAB-регулирование, не реализован в полном объеме сбор информации о надежности и качестве предоставляемых услуг, не обеспечена финансовая ответственность компаний за ненадлежащий уровень надежности и качества.

Вместе с тем динамика развития отрасли и всей экономики привели к возникновению дополнительных вызовов. Тариф на электроэнергию в России практически исчерпал потенциал роста. Стоимость электроэнергии, получаемой из единой энергосистемы, для многих промышленных потребителей приближается к стоимости энергоснабжения от собственных генерирующих мощностей (включая стоимость их строительства). При этом продолжающееся старение основных фондов отрасли приводит к необходимости значительного увеличения объемов инвестирования в ближайшие годы даже для удержания уже достигнутых показателей качества и надежности.

Помимо задач, поставленных в Стратегии развития распределительного электросетевого комплекса 2006 года, перед ЭСК стоят следующие стратегические приоритеты на долгосрочную перспективу:

- надежность;

- качество обслуживания потребителей;

- развитие инфраструктуры для поддержания роста экономики РФ;

- конкурентоспособные тарифы на электроэнергию для развития промышленности;

- развитие научного и инновационного потенциала электросетевого комплекса, в том числе с целью стимулирования развития смежных отраслей;

- адекватный возврат на капитал для инвесторов.

Основные тенденции, определяющие векторы развития электросетевого комплекса России

Умеренный рост спроса на электроэнергию (до 2% В год) является одним из основных трендов развития энергетической отрасли, определяющим ход развития электрических сетей в России. Такие темпы обусловлены постепенным повышением энергоэффективности: согласно прогнозам, энергоемкость российской экономики (определяемая на базе ВВП) к 2030 году должна снизиться более чем на 30%. В течение ближайших 10-15 лет России предстоит внедрять технологии, которые уже используются в сетевых комплексах развитых стран. В частности, предстоит внедрять технологии "умных" сетей, позволяющих повысить пропускную способность и стабильность сети, сократить потери и издержки на технический и коммерческий учет у потребителя.

Спрос на электроэнергию в России значительно смещается между регионами и населенными пунктами. Наряду со снижением потребления в сельских местностях многих регионов, происходит его значительный рост в крупных городах; внутри городов снижение потребления в промышленных зонах коррелирует с его ростом в районах, где строится офисная и коммерческая недвижимость или жилье. Изменение географии спроса создает три проблемы: 1) потребность в поддержании недозагруженных сетей; 2) потребность в новых инвестициях в сети на новых площадках; 3) повышение тарифа, вызываемое необходимостью новых инвестиций в ситуации отсутствия роста спроса в целом.

Однако, в смещении спроса заложен потенциал снижения общих издержек как на локальном, так и на межрегиональном уровне. На локальном уровне - это расшивка узких мест в регионе или городе, где сегодня вынужденно поддерживается высокозатратная генерация (закольцовывание магистральных сетей вокруг города, новые точки электроснабжения). На межрегиональном уровне - это инфраструктура, объединяющая зоны со спросом разного временного профиля или разной цены, где сальдо-переток становится экономически выгодным (например, ЛЭП по направлению Сибирь - Урал).

Отсутствие необходимых инвестиций в ЭСК в последние 20 лет привело к значительному физическому и технологическому устареванию сетей. Доля распределительных сетей, вырабатывавших свой нормативный срок, составила 50%. 7% сетей выработало два нормативных срока. Общий износ распределительных сетей достиг 70%. Ситуация с износом магистральных сетей (ОАО "ФСК ЕЭС") незначительно лучше - износ составляет 50%. В общем, состояние электросетевых активов в России значительно хуже, чем в других крупных странах, где показатель износа составляет 27-44%. К тому же, современное оборудование, обеспечивающее высокую надежность и снижение операционных затрат, пока не достаточно широко используется в российском ЭСК.

Структура ЭСК и границы ответственности

Принципы построения структуры ЭСК России заложены рядом нормативных документов, в первую очередь Стратегией развития распределительного электросетевого комплекса РФ ("Стратегия 5+5" 2006 года). В результате реализации основных направлений реформирования отрасли сформировалась следующая структура ЭСК России:

- ФСК ЕЭС эксплуатируют около 90% линий напряжением от 220 Кв до 750 Кв (остальные 10% эксплуатируются независимыми организациями).

- 14 межрегиональных распределительных сетевых компаний (МРСК) эксплуатируют линии напряжением от 0,4 до 110 кВ - около 70% рынка.

- Около 3000 территориальных сетевых организаций (ТСО) эксплуатируют преимущественно линии напряжением 0,4-10 кВ - около 30% рынка.

Для оптимизации функционирования ЭСК необходим пересмотр и консолидация зон ответственности, в первую очередь между ФСК и МРСК. Основными преимуществами консолидации является снижение сегментированности цепочки передачи и распределения и унификации технической политики, а также возможность координации инвестиционных программ. Однако каждый из основных вариантов изменения структуры ЭСК имеет ряд негативных последствий.

1. Первый вариант - передача сетей напряжением 110 кВ в управление ФСК и передача сетей напряжением 35 кВ и ниже в управление территориальных организаций, что означает фактическую ликвидацию МРСК. В результате такого изменения может быть разрушен котловой механизм тарифообразования на уровне субъекта федерации, в результате чего уровень тарифов будет устанавливаться для каждого муниципального образования, и в одном субъекте федерации возникнут территории с разными конечными тарифами для потребителей. Кроме того, сформированные сетевые компании будут технологически не связаны между собой (в настоящее время основное технологическое взаимодействие осуществляется по линиям 110 кВ), что существенно усложнит процессы управления ими и фактически потребует создания соответствующих структур с нуля. Реализация такого варианта также приведет к потере интереса крупных инвесторов, ориентированных именно на крупные распределительные компании, так как именно при размерах в 3-6 млн потребителей они могут помочь комплексу достичь существенной экономии масштаба.

2. Второй вариант изменения структуры ЭСК - передача сетей напряжением 220 и 330 кВ в управление МРСК, что фактически оставляет для ФСК роль оператора дальнемагистральных сетей. Основным негативным фактором такого изменения структуры ЭСК является возможный передел собственности. Кроме того, фактически навсегда будет закреплена действующая модель решения проблемы перекрестного субсидирования через "последнюю милю", что негативно скажется на промышленных потребителях.

В качестве предпочтительного варианта предполагается сохранение существующих зон ответственности между ФСК, МРСК, ТСО - но при урегулировании деятельности последних (см. раздел 2В). Таким образом, данная стратегия обеспечивает преемственность со Стратегией "5+5". Существующие вызовы отрасли должны решаться при помощи процессных решений, подробно описанных ниже, а не путем изменения структуры отрасли.

Целостность единой национальной (общероссийской) электрической сети (ЕНЭС). ФСК играет важную роль в обеспечении надежности энергоснабжения и развития ЕНЭС. Она обязана осуществлять эту деятельность согласно ФЗ N 35-ФЗ "Об электроэнергетике". Однако фактически наряду с ФСК в Реестре объектов ЕНЭС числится 41 собственник объектов ЕНЭС, а также существуют около 40 не включенных в Реестр собственников объектов, соответствующих критериям ЕНЭС. Таким образом, на практике ФСК не может контролировать надежность 11 тыс.км сетей ЕНЭС (около 10% всех сетей). Для выполнения поставленных перед организацией по управлению ЕНЭС задач необходимо обеспечить соблюдение требований ФЗ N 35-ФЗ "Об электроэнергетике" в отношении всех объектов магистральных электрических сетей, не находящихся в собственности ФСК. Среди возможных вариантов обеспечения консолидации объектов ЕНЭС под управлением ФСК, - заключение договоров о порядке использования; приобретение сетей; аренда сетей.

Вызовы отрасли и предлагаемые решения

1. Повышение надежности и качества снабжения конечных потребителей

    1А. Внедрение сбора данных о надежности и качестве электроснабжения в соответствии с международными стандартами

В соответствии с лучшей международной практикой, оценка надежности и качества сервиса сетевых компаний определяется по эффекту для конечных потребителей. Для этого в большинстве случаев используются показатели SAIFI и SAIDI (в некоторых случаях используются показатели CAIDI и недоотпуск):

- SAIFI (System Average Interruption Frequency Index) - средний индекс частоты прерываний электроснабжения конечных потребителей в системе;

- SAIDI (System Average Interruption Duration Index) - средний индекс длительности прерываний электроснабжения конечных потребителей в системе.

В диалоге между электросетевыми компаниями, регулирующими органами и потребителями эти показатели являются основными для определения оптимального баланса между уровнем тарифа и уровнем надежности. Эти показатели влияют на выручку компаний, а внутренние службы компаний используют эти показатели для расстановки приоритетов и оценки эффективности ремонтных и инвестиционных программ.

В российских сетевых компаниях оценка качества и надежности производится в основном по частоте и продолжительности аварий оборудования в сетях среднего и высокого напряжения без отслеживания их влияния на отключения конечных потребителей. Мониторинг качества по параметрам качества электрической энергии в сетях низкого напряжения ведется выборочно (в основном по обращениям конечных потребителей) ввиду низкой оснащенности таких сетей оборудованием, позволяющим проводить соответствующие измерения. Из всех компаний в составе ОАО "Российские сети" (почти 70% от комплекса) достоверные показатели по частоте и длительности отключений потребителей имеются лишь в ОАО "МРСК Центра", где они в 5-10 раз хуже показателей зарубежных компаний. В других компаниях МРСК и в многочисленных ТСО используемые в мировой практике показатели не рассчитываются.

К 2017 году все российские сетевые компании должны обеспечивать сбор данных по надежности системы и качеству электроснабжения. Для этого в сетевых компаниях необходимо внедрить порядок учета данных, прежде всего опирающийся на данные средств измерений, а также процедуры выборочного аудита, методы сопоставления с поступающими жалобами потребителей.

Также необходимо повышение прозрачности информации, связанной с показателями качества энергоснабжения. Для этого центр сбора данных, расчета и предоставления информации о показателях надежности и качества предпочтительно сформировать на базе Системного Оператора ЕЭС, который уже в настоящее время осуществляет сбор и систематизацию информации об авариях (технологических нарушениях) в сетевых компаниях. Кроме того, на уровне регулятора должна быть принята методология сравнения сетевых компаний по данным показателям. С этого момента показатели SAIFI и SAIDI либо аналогичные общепринятые в мире показатели должны стать одними из основных критериев при формировании инвестиционных и ремонтных программ.

В целом необходимо повысить ответственность сетевых компаний за соблюдение требований качества и надежности электроснабжения. Показатели надежности и качества как важнейшие характеристики деятельности сетевой компании должны быть интегрированы в систему управления (планы и бюджеты, отчетность, систему стимулирования сотрудников).

1В. Повышение уровня обслуживания клиентов

Клиенты сетевого комплекса подразделяются на текущих потребителей, новых потребителей, а также производителей электроэнергии, желающих выдать мощность в сеть. Для каждой категории потребителей требуется повышение уровня обслуживания. Необходимо обеспечить потребителям простой доступ к прозрачной и понятной информации на всех этапах обслуживания, включая присоединение к сетям, операции с приборами учета, оплату электроэнергии, реагирование на аварийные ситуации. Для обеспечения прозрачности информации целесообразно создание единых центров обслуживания клиентов (ЦОК - "одно окно"), а также вовлечение в эту работу всех ТСО, действующих на соответствующих территориях. Создание ЦОК позволит внедрить единые стандарты обслуживания потребителей, существенно упростит взаимодействие потребителей со всеми сетевыми организациями, но вместе с тем потребует тесной координации усилий сетевых и сбытовых компаний. Следует организовать эффективную работу колл-центров, регистрировать жалобы и поддерживать оперативную связь между колл-центром и бригадами. Также необходимо создать широкую систему информирования потребителей, в том числе посредством единого информационного портала в интернете.

Для новых потребителей необходимо реализовать комплекс мер по упрощению процедуры технологического присоединения согласно распоряжению Правительства N 1144 от 30 июня 2012 года ("дорожная карта" Национальной предпринимательской инициативы). В целом количество этапов, необходимых для присоединения, к 2015 году должно быть сокращено с 10 до 6 и к 2018 году до 5.

С целью повышения качества обслуживания потребителей к 2017 году должна быть налажена система оценки качества обслуживания. Должен быть налажен учет показателей, характеризующих качество обслуживания потребителей, внедрены единые стандарты обслуживания потребителей, организованы периодические исследования удовлетворенности потребителей уровнем обслуживания и качеством услуг сетевых компаний. Результаты оценки качества обслуживания потребителей должны стать публичными, а также учитываться при регулировании сетевых компаний.

Для повышения качества облуживания генерирующих компаний потребуются аналогичные действия, позволяющие производителям электроэнергии различных мощностей (включая малую распределенную генерацию) подключаться к сетевой инфраструктуре. Только за 2010-2011 годы в стране появилось не менее 1,2 ГВт новых мощностей распределенной генерации, и требуется разработать подход к ее подключению. В области подключения крупной генерации требуется тщательная координация усилий ФСК, СО ЕЭС, Минэнерго России и генерирующих компаний в отношении инвестиционной программы ОАО "ФСК ЕЭС" и программы ввода мощностей на постоянной основе.

________________

По данным таможенных органов об импорте оборудования малой и средней генерации, в том числе газовых турбин мощностью 5-50 МВт, дизельных, полудизельных, бензиновых электрогенераторов мощностью более 375 кВА, ветрогенераторов.

1Г. Унификация технической политики и приоритизация вложений в соответствии с их воздействием на надежность

Высокий износ сети и ее конфигурация создают риски для обеспечения надежности. Значительная доля установленного оборудования в сетевом комплексе физически и морально устарела. Средний технический уровень установленного подстанционного оборудования в распределительных сетях по многим параметрам соответствует оборудованию, которое эксплуатировалось в технически развитых странах мира 25-30 лет назад.

В большинстве РСК 90% потребителей не имеют альтернативной линии среднего напряжения, причем существуют радиальные участки сетей высокого и среднего напряжения, повреждения на которых приводят к массовым отключениям потребителей. Характерной особенностью сетей является большее, чем в зарубежных странах, число линий, отходящих с одной секции шин.

Для усиления координации между разными уровнями контроля сетевого комплекса (ФСК, МРСК, ТСО) целесообразно принять единый технический регламент эксплуатации сетей. В частности, для каждого участка сети следует построить его риск-профиль, то есть определить вероятность его отключения (исходя из результатов диагностики, экспертной оценки или степени износа) и соответствующие последствия. Такая система позволит сконцентрировать ограниченные инвестиционные ресурсы в точке максимальной отдачи исходя из соображений надежности. В средне- и долгосрочной перспективе эффективная модернизация старых и изношенных основных фондов с целью повышения надежности должна стать центральной задачей технической политики комплекса.

1Д. Внедрение современных технологий, элементов умной сети

ЭСК России имеет значительный потенциал повышения эффективности, надежности и качества электроснабжения за счет внедрения современных технологий. В настоящее время уровень теленаблюдаемости и телеуправления процессами в целом по распределительным сетям составляет менее 20%. В результате практически во всех компаниях отсутствует достоверная информация о фактическом состоянии оборудования по результатам инструментальных исследований. Локализация мест повреждений линий осуществляется выездными бригадами и занимает иногда часы.

Для того чтобы внедряемые инновации работали на достижение поставленных перед отраслью первоочередных задач, важно отработать механизм оценки и отбора инновационных проектов в соответствии с целями основной деятельности ЭСК. Инновационная деятельность должна быть направлена на создание стоимости, повышение эффективности в долгосрочной перспективе при соблюдении установленных требований надежности и качества.

2. Обеспечение предсказуемости и умеренности роста тарифов

В системе тарифного регулирования за последние годы удалось значительно продвинуться в направлении внедрения новых методов, прежде всего, RAB регулирования. На фоне недоинвестирования предыдущих лет потребность в значительных вложениях в инфраструктуру привела в 2010 году к скачкообразному росту тарифов. Если сегодня все запланированные инвестиции в сети отразить в RAB-регулировании, не сдерживая при этом рост тарифов на государственном уровне, то уже в 2015 году, по прогнозам, цена электроэнергии для промышленности в России превысит европейский уровень. Стоимость электроэнергии для конечных потребителей приближается к стоимости перехода на собственную генерацию, что создает угрозу отделения потребителей от единой сети и в перспективе - распада единой энергетической системы. В этих условиях дальнейшее повышение тарифа ограничено соображениями социальной стабильности и приемлемости тарифа для потребителя. Вместе с тем, обновление основных фондов необходимо. Единственный способ достичь обе цели - ориентировать систему регулирования на снижение операционных издержек и потерь, а также на повышение эффективности всех этапов инвестиционного процесса.