Зарубежный опыт
    Акционирование и приватизация в начале 1990-х гг., а также реформирование электроэнергетики в настоящее время актуализируют проблему надежности электроснабжения. Особенности обеспечения надежности в условиях либерализации свидетельствуют о важности четкого разделения ответственности, развития правовой базы, новых механизмов управления надежностью на основе сочетания интересов субъектов рынка и общества, повышенной роли регулятора и др. На основе зарубежного опыта в решении проблемы надежности можно выделить две тенденции. Одна из них формируется в Америке, где отрасль развивалась изначально по схеме бизнес-процесса (потребитель - поставщик) и интересы бизнеса, промышленности превалируют над системными вопросами. Десятки законов, накопившихся в электроэнергетике с 1930-х гг., и их варианты в зависимости от штата создают непреодолимое препятствие для реализации предложений Североамериканского комитета по надежности (NERC, который имеет общественный статус) или специальных комиссий по расследованию системных аварий по переводу стандартов надежности из рекомендательного характера в обязательный, а также повышению статуса органа (органов) координации надежности. При этом от системных аварий не спасают ни значительные резервы генерирующих мощностей, ни огромные по нашим меркам пропускные способности электрических связей между синхронно работающими энергосистемами, которые по закону должны быть не менее 10% от установленной мощности соединяемых энергосистем, ни критерии n-1 или n-2, ни большое количество <эразделительных> по частоте устройств и регулирующего оборудования. Проблема крупных аварий в Америке приобрела системный характер: тысячи заинтересованных сторон при явном конфликте интересов не могут на протяжении нескольких десятилетий привести систему управления в соответствие со сложностью объекта управления. Очевидно, что в условиях Америки эта проблема неразрешима, и процессы развития энергетики, как и экономики, определяются кризисами: количество накопившихся обстоятельств (в Калифорнии летом 2000 г. неконтролируемый рост цен и дефицит электроэнергии спровоцировали многократные глубокие и обширные веерные отключения потребителей) прорывает правовые и административные барьеры и с помощью социального и политического факторов приводит к быстрым регулирующим действиям (на правовой основе корректирует смягчение экологических ограничений и размещение объектов энергетики), разнесению рисков (федеральные программы, государственные субвенции и др.), банкротству компаний, изменению модели рынка, <эполитической смерти> губернатора штата и др.

Под надежностью понимается свойство объекта выполнять заданные функции в заданном объеме при определенных условиях функционирования.

    Для Западной Европы этот путь далеко не лучший, а для России неприемлем в принципе1. Поэтому рассмотрим тенденцию, которая формируется в Европе, где еще в предреформенный период национальные энергосистемы, объединенные в синхронную зону UCTE (Союз операторов системы передачи, до 1999 г. - производства и передачи), были самодостаточными. И хотя в Западной Европе, как и в Америке, не существует единого диспетчерского управления, надежность энергообъединения основана на принципе обеспечения надежной работы каждым партнером, а правила UCTE содержат детальные технические требования к партнерам по синхронной работе, их взаимодействию, минимизации переноса возмущений на другую сторону и др. Важнейшими условиями являются пропорциональное распределение резервов, согласованная настройка систем регулирования, общая солидарность или взаимопомощь в первые секунды системных возмущений, способность партнеров в границах областей регулирования самостоятельно восстанавливать регулировочные резервы всех видов и устойчиво работать в автономном режиме при экстремальных условиях. Присоединение новых партнеров не должно приводить к снижению надежности и качества функционирования энергообъединения, при этом большая ответственность возлагается на граничные к присоединяемым партнерам системы и др. До 2001 г. UCTE имел общественный статус, а затем - статус некоммерческого партнерства, действующе-го в интересах всех членов на основе бельгийского права, что подразумевает добровольное выполнение правил.
    В течение долгого времени европейская система электроснабжения качественно и надежно функционировала в условиях распределенной модели технологического и диспетчерского управления. Возможно, большую роль сыграло ограниченное количество партнеров и единство технических правил для них, а также негласное (неформальное) следование правилам UCTE на национальном уровне, согласованная техническая политика вертикально интегрированных энергокомпаний и в последующем (при разделении в соответствии с директивой ЕС 96/92 по видам деятельности) сохранение подразделений диспетчерского управления в составе операторов системы передачи (сетевых компаний).
    Развитие рыночных отношений добавляет к этим техническим правилам доступ к сети, трансграничное регулирование тарифа, рыночные механизмы расшивки узких мест и др. Однако после аварий в Северной Америке и Италии в 2003 г. (в последнем случае на полное восстановление потребовалось 10 суток) и ряда других крупных инцидентов с обширными нарушениями электроснабжения в Европе UCTE предпринимает действия по приведению технических требований к надежной и качественной эксплуатации в соответствие с динамично развивающимися конкурентными отношениями в отрасли. В первую очередь это обусловлено быстрым ростом числа субъектов рынка и новыми видами деятельности, нарастающей потребностью в координации действий по согласованным направлениям развития технологической инфраструктуры. UCTE заявляет о несоответствии существующей схемы добровольного соблюдения правил надежности современному европейскому энергетическому рынку и исследует возможности установления обязательных международных правовых рамок для технических стандартов эксплуатации как посредством регуляции ЕС, так и посредством введения правил ВТО или юридических основ договора Энергетической хартии. В частности, рассматривается возможность придания техническим правилам UCTE статуса директивы ЕС, предполагающая приведение в соответствие с данной директивой и национальных законов, регулирующих отношения в электроэнергетике. Другой путь, более продуктивный и в меньшей степени зависящий от бюрократических издержек, - заключение многостороннего договора между партнерами. Такой подход используется в энергообъединении NORDEL.
    В России электроэнергетическая отрасль и ЕЭС развивались изначально в соответствии с единым генеральным планом - схемой развития отрасли. Надежность и эффективность функционирования ЕЭС обусловлены высоким уровнем и комплексным характером системных и схемных решений, унифицированными требованиями, типовым оборудованием, врезкой энергоисточников (ТЭЦ) в центры электротеплопотребления, отраслевым нормативно-техническим обеспечением, отраслевой системой подготовки и повышения квалификации персонала, рядом кардинально отличающихся от американского и европейского вариантов принципов обеспечения устойчивой работы ЕЭС и объектов энергетики, включая централизованное диспетчерское управление, централизованное ПАУ, ОАПВ, эшелонированную АЧР, резервирование питания для собственных нужд, значительное вовлечение неответственных потребителей в процесс ПАУ, безусловное выполнение команд вышестоящего диспетчера нижестоящим и др.
    Отмечая важность выстраивания системы технического регламентирования в электроэнергетике России, в первую очередь на основе федеральных законов об электроэнергетике и о техническом регулировании, необходимо выработать действенные экономические механизмы управления надежностью и разделения ответственности. Рассмотрим аспекты распределения ответственности за надежность среди субъектов формирующегося рынка электроэнергии.

    Распределение ответственности за надежность между субъектами рынка
    Существенные изменения произойдут с установлением в электроэнергетике подлинных экономических отношений, которые предусматривают прежде всего появление самостоятельно хозяйствующих субъектов, принимающих все решения и несущих всю полноту ответственности за них. Окончательно закрепляющим экономические отношения актом является принятый федеральный закон <эОб электроэнергетике> (ст. 1), в частности требующий установления между всеми субъектами электроэнергетического рынка экономически сбалансированных отношений на основе платы за надежность и полного восстановления убытков из-за ненадежного электроснабжения (ст. 6, 9, 18, 20, 38 и 39).
    Вышеперечисленное влечет за собой необходимость коренного изменения организационного аспекта надежности и решения ряда вопросов. Кто отвечает за надежность электроснабжения потребителей в условиях разделения единого технологического процесса производства, передачи, распределения и сбыта электроэнергии между различными бизнесами? Какими должны быть подходы к выбору показателей и критериев надежности, по которым устанавливается ответственность за ненадежность? Как обеспечивается надежность?
    В общем случае под надежностью понимается свойство объекта выполнять заданные функции в заданном объеме при определенных условиях функционирования. Применительно к электроэнергетической системе (ЭЭС) свойство (способность) обеспечивать поставку заявленной потребителем в соответствии с договором электроснабжения электрической энергии (мощности) при выполнении потребителем всех договорных технических (условия присоединения к сети и торговой системе) и коммерческих (оплата) обязательств, а также при соблюдении поставщиком установленных договором с потребителем технических условий поставки в отношении качественных и количественных показателей надежности и качества поставляемой электроэнергии (мощности).
    Заданность объема (режима) электроснабжения устанавливается договором между потребителем и энергосбытовой компанией. Здесь же должны оговариваться и условия функционирования, в частности выделяться нерасчетные возмущения природного и техногенного характера, в том числе форс-мажор.
    Следовательно, ответственность перед электропотребителем за надежность его электроснабжения несет энергосбытовая компания. Важно заострить внимание на понятии <эответственность>. В советской экономике был только один хозяйствующий субъект - государство. В качестве <эполусубъектов> выступали работники энергопредприятий (в меру своей свободы и независимости). Поэтому можно было говорить об ответственности за надежность работника перед государством (а также государства перед гражданами как потребителями электроэнергии, но не перед потребителями-предприятиями, ибо последние - тоже государственные). Ответственность работника перед государством уже тогда носила экономический характер (от уровня безаварийной работы в значительной степени зависела премиальная составляющая зарплаты).
    Теперь же потребители электроэнергии и энергосбытовая компания - это различные субъекты рыночных отношений. Поэтому и ответственность энергосбытовой компании перед потребителями электроэнергии может быть только экономической - в виде компенсации убытков (что и предусматривается законом <эОб электроэнергетике>, ст. 9, п. 2; ст. 18, п. 2 и 3; ст. 32, п. 1; ст. 39).
    Но энергосбытовая компания, по сути являясь торговым оператором, сама не производит и не распределяет электроэнергию. Следовательно, у нее или квалифицированного потребителя должны быть аналогичные договорные отношения с электросетевыми предприятиями и генерирующей компанией, которые отвечают (экономически) за надежность выполнения своих функций: генерирующая компания - за надежность генерации электроэнергии, оператор ЕНЭС (системообразующая электрическая сеть) - за функцию передачи электроэнергии от генерирующей компании к соответствующей распределительной электрической сети, региональная сетевая компания - за функцию передачи от узла системообразующей сети к потребителю электроэнергии. Правда, функция передачи требует внимательного и осторожного решения: процесс передачи зависит от процесса управления (режимов загрузки оборудования, поддержания режимных параметров в пределах допустимых диапазонов, настройки автоматики, команд диспетчера, в том числе по выводу оборудования системы передачи в ремонт или включению в работу). Рычаги этого управления находятся в руках СО. Поэтому при хозяйственном разделении оператора по управлению ЕНЭС и СО следует говорить об ответственности сетевой компании только в аспекте предоставления <этранспортного коридора>, определяемого составом и работоспособностью включенного оборудования ВЛ и ПС.
    Вместе с тем электроэнергетическая система не является лишь суммой рассмотренных выше предприятий-субъектов. За счет создания общих резервов мощности генерирующих компаний (ГК) и маневрирования этими резервами, управления структурой электрической сети и пропускной способностью электрических связей, использования резервов потребителей-регуляторов, эффективного диспетчерского управления и т. д. можно добиться значительно более высокой системной надежности при значительной экономии ресурсов регулирования по сравнению с изолированной работой отдельных подсистем ЕЭС.
    Таким образом, системная надежность - это надежность электроэнергетической системы по отношению к определенным ее выходным узлам (границам), обеспечиваемая комплексным использованием средств всех составляющих систему самостоятельных (ассоциированных) энергопредприятий и потребителей энергии. Другими словами, это надежность электроэнергетической системы с учетом эффекта эмерджентности. В соответствии с законом <эОб электроэнергетике> (ст. 11, п. 2; ст. 14, п. 1) системный оператор несет ответственность за системную надежность, прежде всего экономическую - за надежную генерацию и доставку заданных мощности и энергии в определенные узлы энергосистемы (рис. 1). А за надежность доставки электроэнергии от этих узлов до потребителей отвечает соответствующее сетевое предприятие.

    Следовательно, энергосбытовые компании (или квалифицированные потребители) должны устанавливать отношения по надежности:

• либо с системным оператором (за доставку энергии в определенный узел энергосистемы) и сетевой/сетевыми компанией/компаниями (за доставку электроэнергии далее к потребителю);
• либо только с сетевым предприятием, непосредственно доставляющим энергию потребителям, которое, в свою очередь, устанавливает отношения по надежности с системным оператором (при необходимости - с другими сетевыми предприятиями).     Для выполнения обязательств по надежности перед энергосбытовой компанией (или квалифицированным потребителем) системный оператор должен устанавливать соответствующие отношения по надежности со всеми генерирующими компаниями и сетевыми предприятиями (прежде всего с системообразующей электрической сетью), которые доставляют электроэнергию в узлы, находящиеся под его ответственностью, а также с администратором сети (АТС) - по величине резерва мощности (рис. 2).
  

  Потребителю безразлично, какова фактическая надежность его электроснабжения, поскольку все его убытки компенсируются. Эта забота ложится на энергопредприятие, которому выгодно искать оптимальную с экономической точки зрения надежность.

      Показатели и критерии надежности
      Взаимоотношения электропотребителей с энергопредприятиями
      Надежность как комплексное свойство характеризуется большим набором показателей. При этом все задачи энергопредприятия следует подразделить как минимум на две части: внешние и внутренние.
      К первым относятся надежность электроснабжения и отношения субъектов энергорынка между собой. Для решения таких задач необходимы максимально интегрированные показатели. Зарубежный опыт свидетельствует: там, где действуют экономические отношения, в качестве показателей надежности используются недоданная потребителям мощность, энергия и в конечном счете их ущерб2.
      В отечественной практике идея ущерба как оценки ненадежности разработана достаточно глубоко. Она нашла отражение и в отношениях между предприятиями: в виде прямой компенсации ущербов или скидок - надбавок за надежность в прейскуранте № 09-01 <эТарифы на электрическую и тепловую энергию>, утвержденном постановлением Госкомцен СССР № 398 от 12.07.1988 г. (затем скорректированном и утвержденном 29.02.1990 г. под № 152).
      Профессор О. А. Терешко (ОРГРЭС) разработал конкретные рекомендации рыночного характера по использованию указанного прейскуранта, рассматривающие надежность как товар и предусматривающие ответственность энергоснабжающей организации по выплате штрафов за внезапное отключение сельскохозяйственных потребителей. Эти разработки были оформлены в виде отраслевых рекомендаций (РД 34.20.582-90) и утверждены Минэнерго в 1991 г.
      Закон <эОб электроэнергетике> также ориентирует на эти показатели (ст. 9, п. 2; ст. 18, п. 2; ст. 20, п. 1; ст. 21, п. 1; ст. 23, п. 2; ст. 38 п. 1 и 7; ст. 39, п. 3).
      Для решения задач внутреннего характера, направленных на выбор оптимальных средств обеспечения надежности, могут использоваться и другие показатели: частота и длительность нарушения функций по надежной работе, вычисляемые относительно границ балансовой принадлежности; готовность объекта; проверка критерия n-1; риски нарушения технологических ограничений и др. Но это тема отдельной статьи.
      Возвращаясь к отношениям между субъектами энергорынка в плане надежности, рассмотрим критерии, которыми они могут руководствоваться. Наиболее общим для всех субъектов является критерий максимума чистого дисконтируемого дохода (ЧДД). Для субъекта, поставляющего или передающего электроэнергию, он выглядит следующим образом:
  

      ЧДДэ = Дэ + Дн - З - Уn ? max, (1)
      где Дэ - суммарный приведенный доход от реализации (генерации, передачи) энергии за период Т;
      Дн - суммарный приведенный доход от оплаты потребителя за надежность за период Т;
      З - суммарные приведенные затраты на функционирование (производство, передачу) энергопредприятия;
      Уn - суммарный приведенный ущерб (выплаты потребителям из-за ненадежности функционирования).
  

      Для потребляющего энергию (принимающего) субъекта:
  

      ЧДДn = Пр - Зэ - Зн + Уn ? max, (2)
      где Пр - суммарная приведенная прибыль предприятия без затрат на энергетику; 
      Зэ - суммарные приведенные затраты на оплату потребляемой энергии;
      Зн - суммарные приведенные затраты на оплату надежности.
      При заданной реализации энергии и затратах интерес производителя определяется условием:
  

      Дн - Уn ? max. (1а)
  

      Интерес потребителя:
  

      Уn - Зн? max. (2а)
  

      При этом для совокупности потребителей данного производителя электроэнергии Зн = Дн.
      Таким образом, два противоположных критерия (что вполне естественно для противостоящих субъектов рынка) будут удовлетворены только при условии, что
  

      Дн = Уn. (3)
  

      Это означает, что при данной надежности выполнения функций энергопредприятия плата за надежность потребителей должна полностью возвращаться к последним через выплаты ущербов энергоснабжающими предприятиями.
      Если же энергоснабжающее предприятие сможет эффективно использовать средства Дн и повысить надежность снабжения с условием, что затраты на надежность из Дн превысят выплаты ущерба, то оно получит дополнительную прибыль. Следовательно, у электроснабжающего предприятия появляется стимул для эффективного повышения надежности.
      Потребляющее энергию предприятие заинтересовано в том, чтобы компенсация Уn превышала оплату надежности Зн. Если предприятие заявляет необходимую ему надежность заданием величины удельных ущербов увн руб./кВт (из-за внезапного отключения его потребляемой мощности ЖN) и уо руб./кВт.ч (из-за недоотпуска энергии ЖЭ), то завышение Уn можно обеспечить, увеличивая увн и уо. Однако при этом возрастает оплата надежности (которая должна зависеть от увн и уо). Энергоснабжающее предприятие постарается повысить надежность именно этого потребителя, чтобы уменьшить Уn.
      Таким образом, рассматриваемый экономический механизм взаимоотношений субъектов энергорынка обеспечивает экономический баланс их интересов, позволяет потребителю выбрать желаемый уровень надежности (свободно задавая свои характеристики увн и уо), создает экономические стимулы для эффективного повышения энергопредприятиями надежности и помогает рационализировать свои требования по надежности.
      В конечном счете потребителю безразлично, какова фактическая надежность его электроснабжения, поскольку все его убытки компенсируются. Эта забота ложится на энергопредприятие, которому выгодно искать оптимальную с экономической точки зрения надежность.
      Кроме того, плата за надежность должна осуществляться по тарифам, не только зависящим от требуемой потребителем надежности (задаваемой характеристиками увн и уо), но и регулируемым с учетом фактической надежности энергопредприятия.
  

      Взаимоотношения системного оператора с субъектами рынка
      Несколько иная ситуация складывается в отношениях системного оператора с другими субъектами энергорынка при обеспечении системной надежности. Вышесказанное применимо к отношениям с потребителями, берущими энергию в узлах системы, за надежность поставки мощности и энергии в которые ответственен системный оператор. Однако в случае с генерирующими компаниями и системообразующими электрическими сетями требуется установление несколько иных договорных отношений.
      Системная надежность, которую может обеспечить системный оператор, определяется главным образом надежностью оборудования генерирующих компаний и системообразующих электрических сетей, их пропускной способностью и запасами, объемами, распределением и доступностью в конкретное время резервов энергоресурсов и генерирующих мощностей, совершенством системы оперативного и автоматического управления, степенью привлечения электропотребителей к противоаварийному управлению. Перечисленные факторы во многом взаимозаменяемы и взаимодополняемы. Но системный оператор ограничен во влиянии на эти факторы и потому не может гарантировать ту или иную надежность без их учета.
      Возможное решение состоит в следующем:
  

• системный оператор заключает с генерирующими компаниями договор о гарантируемой ими надежности генерирующего оборудования и выдаче мощности в системообразующую сеть, а также соответствующих финансовых обязательствах. За невыполнение обязательств по факту генерирующая компания оплачивает штраф системному оператору;
• системный оператор заключает с предприятиями системообразующих электрических сетей договор о гарантируемой надежности их оборудования, пропускной способности последнего, соответствующих финансовых обязательствах, а также о штрафах по факту невыполнения гарантийных обязательств;
• на основе этой информации и требуемой потребителями надежности (в виде характеристик удельных ущербов) системный оператор определяет оптимальный резерв мощности, его размещение в энергосистеме и оплачивает его из средств, поступающих от генерирующих компаний и системообразующей сети в виде штрафов за ненадежность их функционирования (оборудования).
      На основе определившихся резервов и соответствующей системной надежности для потребителей в узлах регулятором определяется тариф на надежность, ответственным за которую в данном случае является системный оператор.
      Если по каким-то причинам параметры системы, резервы мощностей оказались отличными от оптимальных, это должно отразиться на тарифах на надежность в системных узлах. Таким образом, сохраняется баланс экономических интересов рассмотренных субъектов.
      Представленный анализ показывает сложность проблемы по распределению ответственности за надежность электроснабжения конечного потребителя, в основе которой должен лежать договор электроснабжения между поставщиком и потребителем, а также договор на присоединение к сети и торговой системе оптового и/или розничного рынка. Надо учесть, что многие крупные потребители пользуются одновременно сетями разных классов напряжения (в качестве источника основного или резервного питания), а значит, вынуждены иметь отношения с разными субъектами оптового и розничного рынков, сетевыми компаниями и подразделениями СО. Выяснить истинные причины нарушений технических условий данных договоров, переадресовать ответственность других договоров по всей коммерческой и технологической цепочке и, в конце концов, найти ответственных и разделить ответственность (экономическую) - новый и сложный для отрасли и судебно-правовой системы процесс.
      Как минимум должна быть выработана и многократно смоделирована новая и качественная система договорных отношений с соответствием обязательств и ответственности за надежность в коммерческих договорах и договорах (соглашениях) технического сопровождения. Еще раз необходимо задуматься над вопросом объединения оператора по управлению ЕНЭС и СО с передачей этой структуре функций оператора рынка системных услуг. Дальнейшее развитие раздельной деятельности этих субъектов с точки зрения как технологической, так и выстраивания договорных отношений мультипликативно усложняет межсубъектные отношения и, что принципиально важно, технологическую и коммерческую управляемость инфраструктуры рынка и в конечном итоге размывает ответственность за системную надежность и надежность электроснабжения.
  

      Средства обеспечения надежности
      Ресурсный аспект
      Как обеспечивается надежность? Рассмотренная модель договорных отношений между системным оператором и другими субъектами не единственная. Обеспечение надежности - управленческая задача, но предполагающая соответствующий управленческий ресурс, необходимый в контексте отношений между субъектами энергорынка в области надежности: создание средств, фондов надежности за счет платы за надежность потребителями электроэнергии, платы за ненадежность оборудования генерирующими и сетевыми компаниями, штрафов.
      Хотя эти средства, фонды формируются на основе регулируемых тарифов, их размер не должен ограничиваться: он определяется интегральным запросом потребителей электроэнергии о надежности их снабжения. Данные средства или фонды выполняют страховочную функцию, но при возможности эффективного повышения надежности способны использоваться и для этих целей. Полученная в результате прибыль не должна ограничиваться и регулироваться.
      Этот механизм позволит также привлекать внешние инвестиции в эффективные проекты повышения надежности: модернизацию, реконструкцию, замену устаревшего оборудования и т. д.
  

      Роль и место нормирования
      Другим важным аспектом рассматриваемой проблемы является нормативно-методический. Развитие экономических отношений между субъектами энергорынка требует переосмысления роли нормативных подходов, ибо в условиях рынка надежность является не только свойством энергообъекта, но и услугой - экономической категорией, влияющей на финансовые показатели энергетических бизнесов. А бизнес не тратит деньги зря, обеспечивая высокую, а следовательно, и дорогую надежность. И никакие нормативные требования его не остановят, тем более декларации о необходимости высокой надежности. Здесь уместны лишь нормативы по выделению нерасчетных, в том числе форс-мажорных, условий, покрываемых через систему страхования, а также нормативы, выведенные на уровень утверждаемых регулятором (технический, экономический, антимонопольный) правил, процедур, механизмов, методик, регулирующих межсубъектные отношения. Отдельного рассмотрения заслуживают и отношения между государством (регулятором) и монопольными секторами рынка, особенно энергетическая безопасность как часть государственной политики в области энергетики: стимулирование развития, обеспечение социального и государственного заказа, внешняя энергетическая политика и др.
      Например, от такого нормативного требования, как обеспечение соответствующей надежности категорированным потребителям, необходимо будет отказаться. Каждый субъект на рынке должен иметь возможность заказать желаемую надежность, соответственно ее оплачивая. Группа неотключаемых потребителей должна получить четкую правовую основу, а электроснабжающая компания - гарантии платежеспособности.
      Появление любого требования о введении тех или иных нормативов в отношениях между субъектами рынка свидетельствует о стремлении одного субъекта решать свои проблемы за счет других. Место нормативам останется только внутри энергетических предприятий, в рамках одного хозяйствующего субъекта, при решении их внутренних задач.
      Но и здесь отношение к нормативам должно быть крайне осторожным. Они уместны, если имеют экономическую оптимизационную основу, а в противном случае требуют ревизии. Кроме того, любые экономически обоснованные решения в условиях изменчивой конъюнктуры рынка становятся ситуативными.
      В этих условиях актуальным становится вопрос о резерве мощности. Попытка установить величину резерва нормативно и даже количественно упирается в незнание, как этот норматив устанавливать. Первый вариант - на основании оптимизационных исследований. Но оптимальная величина, например, аварийного резерва зависит от надежности генерирующего оборудования, его единичной мощности, пропускной способности сети, стоимости мощности, характеристик ущерба потребителей и т. д. Большинство этих величин зависит от конъюнктуры рынка, развития системы и других изменчивых факторов. Поэтому определенный сегодня таким образом резерв не будет оптимальным завтра.
      Второй вариант - принять величину резерва экспертно. В обоих случаях фактический резерв может существенно отличаться от расчетного или нормативного, и системный оператор не сможет обеспечить декларированную им надежность, а следовательно, нарушит экономический баланс интересов субъектов рынка.
      Другой пример: системный оператор определяет все сетевые ограничения (по сути, нормативы) и выдает их администратору торговой системы для учета при заключении договоров на поставку мощности и электроэнергии между субъектами энергорынка. Правильнее было бы выдать информацию и о рисках - цене снятия этих ограничений (за счет снижения надежности, перезагрузки станций и т. д.).
      Наконец, обоснование нормативов сталкивается и с методической проблемой, заключающейся в том, что в условиях рынка оптимальные решения, особенно по ценовым сигналам, определяются не на различных моделях, а на основе действия в реальности закона стоимости, балансировки спроса и предложения. Следовательно, требуется разработка не только и не столько моделей, сколько рыночных механизмов. Это существенно иная, мало знакомая энергетикам задача изобретательского характера.
  

      Ремонтное обслуживание
      Раньше в отрасли действовала единая система планово-предупредительных ремонтов (ППР), которая координировала параметры изготовляемого и поставляемого на энергетические предприятия оборудования с периодичностью и объемами их ремонтов. Теперь, с переходом на систему ремонтного обслуживания по состоянию оборудования, изготовители оборудования и ремонтные организации должны предоставлять более подробную информацию о составе ремонтных узлов агрегатов, техническом ресурсе узлов, объеме ремонта по узлам (по материалам, трудозатратам) и т. д.
      Объем необходимой информации требует специального анализа, однако на основе этих данных должны определяться эксплуатационные затраты на обслуживание и ремонт оборудования, что позволит самостоятельному хозяйственному энергопредприятию в условиях конкурентного рынка сформировать рациональную политику по выбору поставщиков оборудования, его закупке и организации ремонтного и технического обслуживания, обеспечивающих необходимую надежность.
      Установление надежности как оплачиваемой услуги с соответствующим тарифом приведет к появлению экономического критерия не только для объема ремонтного обслуживания оборудования, но и дополнительного экономического механизма привлечения инвестиций для модернизации, реконструкции оборудования, развития. Это, конечно, потребует новых форм регистрации, учета фактической надежности и обеспечит существенное повышение достоверности информации.
      Повышение экономической значимости надежности повлечет за собой разработку методов и систем диагностики и мониторинга надежности оборудования энергопредприятий в целом, необходимых в том числе для топ-менеджмента. Данная информация позволит определить стоимость энергопредприятия, а также данного бизнеса на фондовой бирже, выработать политику развития предприятия, решить вопрос ремонта и т. д.
  

      Заключение
      1. В условиях реформирования и разделения энергетики на самостоятельные бизнесы и перехода последних на экономические отношения одной из главных становится проблема перестройки сознания инженерно-технического персонала энергопредприятий. Предстоит осознать приоритет экономики над всем остальным, в том числе технологическими ограничениями. Вторая новая проблема связана с появлением многосубъектности и распределением задач обеспечения надежности. Необходимо сменить парадигму постановки и решения задач надежности, переосмыслить концепцию их решения по сравнению с подходами в вертикально интегрированных компаниях.
      2. В рыночных условиях принципиально меняется организационная сторона обеспечения надежности: критерии, механизмы обеспечения надежности, характер ответственности за нее и распределение ответственности между субъектами. Предлагаемые в статье подходы к решению задач надежности электроснабжения направлены на получение ресурсов для всех субъектов рынка.
      3. Логика рыночных отношений требует переосмысления нормативов надежности электроснабжения. Они должны быть экономически обоснованными и являться неотъемлемой частью в первую очередь деятельности отдельных субъектов и только во вторую - межсубъектных отношений. В этих условиях задачи обеспечения системной надежности и надежности электроснабжения нужно привести в соответствие с новыми моделями оптового и розничных рынков, и наоборот.
  

      Примечание
      1 Кучеров Ю. Н. Надежность электроснабжения - общественное достояние или рыночная услуга? // ЭнергоРынок. - 2004. - № 11.
      2 Семенов В. А. Рыночные отношения в мировой энергетике. - СПб.: Издат-во Сев.-зап. филиала АЛ <эГВЦ энергетики> РАО <эЕЭС России>, 2000; Экономика надежности электроснабжения // Переводы докладов на конференции Английского института инженеров-электриков 1967 г. Гершенгона А. И. и Эммы О. С. -М.: Энергия, 1968; Fubres J., Bonnurdat A. British and French Views on the security of Supply. The cost of energy not supplied in electrical networks. Elec-Rev. - 1971. - № 1.