Принципы распределения ответственности за надежность функционирования электроэнергетической системы между ее субъектами

Рубрика:

Рынок и право

 

Автор

Фраер Илья, Главный научный сотрудник ОАО «Экономтехэнерго», к. т. н., с. н. с.

 

    Существо проблемы и постановка задачи1
    Достижение одной из важнейших целей рынка электроэнергии — бесперебойного обеспечения потребителя качественной электроэнергией — осуществляется скоординированным взаимодействием всех его субъектов, выполняющих замкнутый комплекс задач организационного, технологического и коммерческого характера. В столь сложной системе хозяйственных взаимоотношений надежность электроснабжения конечного потребителя зависит от работы всех звеньев технологической цепочки производства, передачи, распределения, сбыта и потребления электроэнергии, а также обеспечивающих организацию, координацию, а в конечном счете и реализацию данного процесса.
    Любое нарушение в работе объектов ЭЭС, как правило, вызывает дополнительные затраты тех или иных субъектов рынка. Кто должен компенсировать этот ущерб? Ведь каждый субъект ЭЭС, например ОРЭМ, является самостоятельным хозяйствующим юридическим лицом с собственным бюджетом, бизнес-планом и стратегией развития и теоретически не обязан нести какие-либо имущественные потери из-за халатности, неадекватных действий либо бездействия других субъектов. Но в существующих условиях потерпевшая сторона не всегда в состоянии самостоятельно определить конкретного виновника ее ущерба, которому можно было бы предъявить обоснованный иск, и в том числе в судебном порядке.
    В настоящей статье излагаются принципы формирования методических основ распределения имущественной ответственности между субъектами ЭЭС и ОРЭМ за надежность функционирования ЭЭС и бесперебойность отпуска электро­энергии покупателям на ОРЭМ, а также установления верхних границ ненадежности функционирования отдельных объектов ЭЭС и координирующих ее работу субъектов (СО и КО), в пределах которых соответствующие субъекты несут ограниченную (не­имущественную) ответственность.
    Известно, что существующая ЭЭС имеет достаточные резервы генерирующих мощностей и схемных возможностей ЕНЭС, что позволяет СО, несмотря на возникающие внутрисистемные сбои в работе генерирующего и электросетевого оборудования, обес­печивать бесперебойность поставки электроэнергии покупателям ОРЭМ.
    Ввиду наличия таких резервов в ЭЭС большинство отказов ее оборудования не отражается на надежности электроснабжения потребителей, вместе с тем требует привлечения значительных ресурсов для компенсации как собственных ущербов субъектов ЭЭС в связи с необходимостью восстановления оборудования, так и потерь, понесенных другими участниками рынка.
    С учетом данного обстоятельства эффективность работы ЭЭС по критерию обеспечения надежности должна оцениваться двумя показателями, первый из которых характеризует уровень поддержания оптимального схемного и нагрузочного режимов функционирования (показатель системной надежности), а второй — бесперебойность поставки электро­энергии покупателям на ОРЭМ (показатель надежности электроснабжения потребителей).
    Следует отметить, что превалирующее отрицательное влияние на надежность электроснабжения розничного потребителя оказывает специфика территориальных электрических сетей, которые отличаются большой разветвленностью и протяженностью, но вместе с тем пониженными уровнями схемного резервирования и качества эксплуатации оборудования. Правда, тяжесть последствий каждого сбоя в работе ЕНЭС для потребителей гораздо выше, чем какого-либо нарушения в сети ТСО.
    С учетом особенностей построения и функционирования ЭЭС и системы электроснабжения потребителей проблема распределения ответственности за обеспечение надежности в электроэнергетике должна рассматриваться отдельно для каждой из трех сфер:

  • системной надежности;
  • надежности поставки электро­энергии покупателям на ОРЭМ;
  • надежности электроснабжения потребителей на розничном рынке.
    По поводу третьей из названных сфер надежности в электроэнергетике можно сказать, что в рознице проблема распределения ответственности между несколькими конкретными субъектами электроэнергетики, обеспечивающими процесс электроснабжения, имеет принципиально иное и более понятное решение, не являющееся в данной статье предметом рассмотрения.
    Ключевые программные положения по решению проблемы совершенствования взаимоотношений между субъектами рынка электро­энергии в целях оптимизации системы управления надежностью в электроэнергетике страны изложены в [1]. Здесь особо акцентируется внимание на том факте, что сегодня в правовой сфере ответственность за надежность не формализована и не распределена между субъектами, хотя именно такое распределение должно было бы стать адекватной заменой солидарной ответственности предприятий энергетики в прежней вертикально интегрированной структуре единого корпоративного управления. Формализация же отношений (субъектов электроэнергетики между собой и потребителями) по вопросам надежности необходима как раз с точки зрения распределения ответственности, поскольку надежность зависит в той или иной степени от поведения всех заинтересованных сторон вследствие технологического взаимовлияния их деятельности в рамках ЭЭС. В указанной выше работе также разъясняется, что введение количественной оценки соответствующих показателей существенно расширит принятую в России практику обеспечения надежности.
    Кроме того, серьезного внимания в [1] заслуживает тезис о целесообразности оценки последствий отказов в энергосистеме (как для потребителей, так и для энергообъектов, расположенных в зоне технологического нарушения и пострадавших от действия/бездействия субъекта энергетики — источника такого нарушения), которая должна производиться с учетом тяжести и длительности технологических нарушений. При этом отмечается, что процедура оценки имущественного ущерба требует специальной методической и нормативной проработки.
    По-видимому, именно из-за отсутствия должной проработки — при всей значимости и приемлемости представленных в [1] программных положений — здесь не показаны пути практического решения проблемы распределения имущественной ответственности.
    Попытаемся восполнить данные пробелы.
    При формировании методологии распределения ответственности надо учитывать, что ненадежность любого объекта ЭЭС обусловлена объективно существующей возможностью отказа любого ее элемента и, следовательно, объективно существующей невозможностью исполнения обязательств перед потребителями в отношении 100-процентной бесперебойности поставки электроэнергии. Поэтому целью распределения ответственности за обеспечение надежности функционирования ЭЭС, помимо самого введения такой ответственности, является и установление обоснованных нормативов — верхних границ ненадежности работы каждого из объектов и отдельных инфраструктурных участников рынка.
    В пределах этих нормативов на виновных допустимо возлагать лишь ограниченную (неимущественную, а, например, административную) ответственность. Дополнительные же расходы, связанные с нарушением надежности в рамках установленных границ, ложатся на покупателей на ОРЭМ, а в конечном счете на потребителей электроэнергии, в том числе через повышение ее оптовой цены в часовом интервале, вызванное вынужденным отклонением фактического режима ЭЭС от запланированного СО оптимального режима. Вместе с тем имущественная ответственность за дополнительные издержки тех же покупателей, связанные с нарушением надежности любым из субъектов электроэнергетики сверх установленного для него нормативного уровня, должна целиком возлагаться на виновную сторону.
    Таким способом устанавливается хотя и ограниченная, но индивидуальная субъектная ответственность за обеспечение необходимого уровня надежности функционирования ЭЭС. Одна из сложностей методологического решения проблемы как раз и состоит в количественной оценке упомянутых границ.
    В качестве объектов, ответственных за надежность работы ЭЭС, принимаются: в сфере генерации — электростанции, в сфере электропередачи — филиалы ФСК — МЭС. При этом субъектами считаются: ГК, владеющие электростанциями — поставщиками ОРЭМ; ФСК, обеспечивающая деятельность ЕНЭС; СО, осуществляющий оперативно-диспетчерское управление всеми объектами ЭЭС; КО, регулирующий процесс коммерческого оборота электроэнергии на рынке.
    Как показывает анализ нарушений, причиной их может стать ряд неблагоприятных событий, например, таких, как выход из строя части генерирующего оборудования электростанции; повреждение одной или нескольких высоковольтных ЛЭП или подстанций ЕНЭС; ошибочные действия персонала СО и неполадки в СДТУ; неверные решения сотрудников КО и сбои в работе его технических средств; различные сочетания одновременно возникших факторов и пр. Первопричиной нарушений в ЭЭС могут стать также и инциденты на электроустановках внешних субъектов: энергопринимающих устройствах ПО или электросетевом оборудовании ТСО в точках присоединения к ЕНЭС. В результате происходят как локальные внутрисистемные сбои, не вызывающие перерывов или ограничений поставки электроэнергии покупателям на ОРЭМ, так и нарушения, приводящие к таким последствиям.
    Как уже было сказано, особенности построения и функционирования ЭЭС делают невозможным непосредственное и обоснованное распределение ответственности между отдельными участниками процесса за имущественные потери, понесенные другими участниками этого процесса в результате возникающих нарушений в ЭЭС. Для преодоления такого препятствия предлагается предварительное введение ряда условий и допущений как общего характера, так и специфических, касающихся каждого направления решения задачи и соответствующих названным выше видам сбоев в ЭЭС.
    Условия и допущения, принимаемые для решения задачи
    Общие условия и допущения
    Имеется некое множество участников ОРЭМ, использующих электроэнергетические и энергопринимающие устройства, каждое из которых является потенциальным источником нарушения нормального режима функционирования ЭЭС.
    Любое нарушение в работе объекта ЭЭС в различных условиях может иметь как ограниченные последствия в виде внутрисистемного сбоя, приводящего к дополнительным издержкам покупателей на электроэнергию и услуги по ее передаче и расходам субъектов электроэнергетики на устранение возникших неполадок, так и более масштабные, дополнительно включающие ущерб конкретных (одного или многих) потребителей от недоотпуска электроэнергии, вызванного перерывом или ограничением ее поставки.
    Ввиду невозможности четкого и обоснованного разделения всех нарушений строго по сферам их влияния на системную надежность и на надежность поставки электроэнергии покупателям распределение величины имущественной ответственности субъектов рынка за снижение надежности в каждой сфере должно производиться с учетом влияния любого нарушения на этих объектах и устройствах.
    Все нарушения в работе каждого технологического объекта ЭЭС (принадлежащего ГК, ФСК, ТСО, ПО) рассматриваются как независимые случайные события, происходящие с некой вероятностью за расчетный период и имеющие характеристики (например, частоту и продолжительность), которые определяют уровень надежности функционирования данного объекта.
    Нарушением работы электростанции считается событие, в результате которого исключается возможность поставки ею электроэнергии на ОРЭМ в часовом интервале и запланированном КО объеме.
    Учету подлежат нарушения работы электростанции и электросетевых устройств филиала МЭС, вызванные организационно-технологическими причинами воздействия собственного персонала объекта на устройства и прочими внутренними основаниями отказов на объекте (помимо форс-мажорных обстоятельств), а также организационными причинами ошибочных решений СО и КО.
    Разделение случаев нарушений работы каждой электростанции или объекта МЭС между инфраструктурной организацией (СО, КО) и соответствующим субъектом осуществляется на основе фактических данных об установленных независимой экспертизой причинах нарушений.
    При формировании нормативов ненадежности для каждой электростанции и каждого филиала МЭС должны учитываться лишь нарушения, вызванные действиями (бездействием) персонала и прочими внутренними причинами отказов оборудования. Нарушения функционирования каждого вида объектов, вызванные действиями (бездействием) СО, учитываются при формировании нормативов ненадежности СО: в целом для сферы генерации и в целом для сферы передачи электроэнергии в объемах долей его участия в нарушениях на соответствующих объектах указанных сфер. При этом имущественная ответственность СО наступает отдельно в каждой сфере в случаях превышения ненадежности его деятельности сверх пределов, установленных для него нормативами каждой сферы.
    Условия и допущения, принятые в части системной надежности
    Системная надежность определяется, главным образом, надежностью функционирования объектов, находящихся в собственности или управлении субъектов ЭЭС — участников ОРЭМ (рис. 1).
    На указанном рисунке под обозначениями ГК, ФСК, ТСО и ПО подразумевается полная совокупность объектов (электростанций, электрических сетей и подстанций, энергопринимающих устройств), принадлежащих соответствующим субъектам ОРЭМ. Каждый объект имеет свою степень организационной и (или) технологической надежности, влияющую на общий уровень системной надежности.
    В качестве показателя системной надежности (Нсист) принимается степень соответствия режима функционирования ЭЭС оптимальному, предварительно разработанному СО и включенному в почасовой план. Уровень системной ненадежности измеряется как отношение дополнительных издержек, вызванных нарушениями нормальной работы ЭЭС, к запланированному суммарному объему затрат рынка на поставку электроэнергии покупателям в оптимальном режиме функционирования ЭЭС за определенный период времени. С учетом принятого определения, уровень системной надежности определяется выражением:
    Нсист = 1 – (Ифакт – Имин) / Имин, (1)
    где Ифакт и Имин — соответственно фактические и минимальные (при оптимальном режиме ЭЭС) затраты ОРЭМ на поставку электроэнергии покупателям за определенный период времени по ЭЭС в целом.
    При этом предполагается, что
    (Ифакт – Имин) / Имин << 1.
    Любое нарушение в работе технологических объектов ЭЭС может стать причиной:
    дополнительных затрат на производство более дорогой электрической энергии станциями, не включенными ранее в плановый график покрытия нагрузки во временном интервале до восстановления оптимального режима функционирования ЭЭС;
    дополнительных потерь электрической энергии при ее транспортировке потребителям по неоптимальным сечениям линий электропередачи в пределах, а также за пределами территории, обслуживаемой ЭЭС;
    дополнительных затрат на ликвидацию последствий нарушений на собственном объекте и на смежных объектах других субъектов ЭЭС.
    Нарушением работы электросетевых устройств МЭС, ТСО или энергопринимающего оборудования ПО считается событие, в результате которого передача электроэнергии потребителям услуг ФСК в часовом интервале в запланированном КО объеме не может быть осуществлена без превышения плановых затрат.
    Имеется программное обеспечение, позволяющее осуществлять по модели расчетную оценку величины дополнительных затрат на реализацию на ОРЭМ запланированного КО в часовом интервале объема электрической энергии при нарушении функционирования любого объекта ЭЭС: электростанции — со снижением ею планового объема поставки электроэнергии на ОРЭМ; электросетевого объекта — со снижением пропускной способности линии до уровня, не обеспечивающего возможности передачи по нарушенному сечению запланированной величины мощности.
    Результирующий уровень системной ненадежности ННсист определяется за расчетный период как сумма фактических уровней системной ненадежности, создаваемых каждым технологическим объектом ЭЭС в часовых интервалах этого периода:
    (2)
    где Ифакт i,t и Имин i,t — расчетные затраты рынка по ЭЭС в целом на поставку электроэнергии покупателям соответственно при нарушении на t-м часовом интервале расчетного периода i-го технологического объекта ЭЭС в фактическом режиме и минимальные без нарушения в оптимальном режиме работы ЭЭС; N — количество технологических объектов в ЭЭС; T — количество часов в расчетном периоде.
    Условия и допущения, принятые в части надежности поставки электроэнергии покупателям на ОРЭМ
    Для оценки эффективности функционирования ЭЭС по критерию надежности, характеризующему бесперебойность поставки электроэнергии покупателям на ОРЭМ (надежность электроснабжения потребителей), принимается показатель объема недоотпуска электроэнергии в адрес ПО и ЭСК (ГП) за расчетный период.
    Из представленной на рисунке 2 структурной схемы следует, что поставка электроэнергии обеспечивается благодаря деятельности субъектов ОРЭМ, а именно:
  • всех ГК, которые производят и поставляют электроэнергию в ЕНЭС, и СО, осуществляющего оперативно-диспетчерское управление этим процессом;
  • ФСК, выполняющей передачу электроэнергии от множества производителей до каждого потребителя ее услуг, и СО, организующего оперативно-диспетчерское управление этим процессом;
  • КО, занимающегося планированием поставки и продажи электроэнергии каждому покупателю на ОРЭМ, а также организационно-коммерческими вопросами управления всем процессом оборота электроэнергии на рынке;
  • ПО, предоставляющих СО возможность регулирования нагрузки.
    Ввиду практической неосуществимости прямой количественной оценки расчетным путем величины недоотпуска электроэнергии потребителям, вызванного перерывом или ограничением ее поставки на ОРЭМ в результате нарушения в работе любого конкретного объекта ЭЭС, например отдельной электростанции, линии электропередачи или подстанции, являющихся элементами сложной замкнутой электрической схемы, в целях решения задачи вводится допущение приближенной разбивки общего объема недоотпуска на доли, относимые соответственно на объекты генерации и передачи.
    Нарушением работы электросетевого объекта филиала МЭС считается событие, в результате которого происходит снижение его пропускной способности на часовом интервале, сопровождаемое вынужденным сокращением запланированной СО величины передаваемой через него мощности.
    Нарушением работы электросетевого оборудования ТСО или энергопринимающего устройства ПО считается событие, происшедшее на этом оборудовании (устройстве), в результате которого происходит ограничение поставки электроэнергии соответствующему субъекту с ОРЭМ относительно запланированного КО объема на часовом интервале.
    Допускается возможность введения показателей, значения которых достаточно полно характеризуют уровень последствий нарушений на объектах генерации и передачи и вместе с тем служат наиболее достоверными индикаторами разделения между ними фактического объема недоотпуска электроэнергии покупателям на ОРЭМ. В соответствии с этим допущением принято, что:
  • доля недоотпуска электроэнергии, приходящаяся на электростанцию, от общего объема недоотпуска электроэнергии, относимого на генерацию, соответствует доле этой электростанции в суммарном объеме электроэнергии, недопоставленном всей генерацией за расчетный период;
  • доля недоотпуска электроэнергии, приходящаяся на МЭС, от общего объема недоотпуска электроэнергии, относимого на передачу, соответствует доле этого филиала в суммарной приведенной по пропускной способности продолжительности нарушений работы электросетевых объектов всех филиалов ФСК за расчетный период.
    Нарушения функционирования объектов генерации, вызванные действиями (бездействием) КО, учитываются при формировании для КО норматива ненадежности в целом для сферы генерации в объеме сумм установленных долей его участия в нарушениях на всех объектах указанной сферы.
    Концепция формирования методологии распределения ответственности
    С учетом аргументации, представленной в начале статьи, оценку уровня надежности ЭЭС предлагается осуществлять с двух различных позиций: 1) поддержания оптимального схемного и нагрузочного режимов — системной надежности и 2) обеспечения бесперебойности поставки электроэнергии покупателям на ОРЭМ. При этом уровень системной надежности определяется в соответствии с выражением (1), а надежности поставки электроэнергии покупателям на ОРЭМ — посредством показателя суммарного недоотпуска электроэнергии, наиболее тесно связанного с величиной ущерба потребителя.
    Принципиальные различия в показателях надежности и, соответственно, в методологии оценки их значений влекут за собой и существенное несходство принципов распределения ответственности между субъектами ОРЭМ за обеспечение разных видов надежности ЭЭС. С учетом этого обстоятельства для решения задачи предлагаются два методических подхода.
    Первый из них предполагает распределение ответственности между субъектами электроэнергетики за обеспечение системной надежности, второй — надежности поставки электроэнергии покупателям на ОРЭМ. Решение задачи распределения ответственности по каждому виду надежности осуществляется на базе соответствующего перечня исходной информации.
    Предусматривается, что в целях определения нормативов ненадежности, в пределах которых субъекты несут ограниченную (не имущественную, а лишь административную) ответственность, определение значений осуществляется на основании исходных данных за 3—5-летний долгосрочный период, предшествующий истекшему расчетному периоду. Затем производится непосредственно исчисление величин имущественной ответственности каждого участника ОРЭМ за допущенные нарушения надежности соответствующего вида за истекший расчетный период. Ниже показаны особенности этих двух методических подходов.
    Сфера обеспечения системной надежности
    Данная часть методики предназначена для определения нормативов ненадежности и расчетных величин имущественной ответственности каждого из участников ОРЭМ за возникшие по причине нарушений нормального функционирования их объектов внутрисистемные сбои, приведшие к дополнительным затратам потребителей на покупку электроэнергии и оплату услуг по ее передаче, а также расходам субъектов электроэнергетики на устранение последствий нарушений за истекший расчетный период. Укрупненный алгоритм расчета представлен блок-схемой на рисунке 3.
    Решение задачи начинается с определения фактической величины дополнительных издержек, возникших в результате нарушений в работе объектов ЭЭС в расчетный период. Для этого предварительно на основании исходной информации в каждом часовом интервале периода определяются минимальные и фактические величины стоимости электроэнергии и затрат на ее передачу в оптимальном и фактическом режимах функцио­нирования ЭЭС и суммарные значения за весь истекший расчетный период. Кроме того, на основании достоверных, документально подтвержденных данных, полученных от участников рынка, устанавливаются дополнительные расходы субъектов на устранение последствий снижения надежности, вызванных упомянутыми нарушениями.
    Для определения расчетной величины дополнительных издержек рынка от нарушений в работе каждой электростанции предварительно устанавливаются два значения расчетных показателей: первое значение — суммарная стоимость электроэнергии, запланированной КО к реализации, и затрат на ее передачу в часовые интервалы расчетного периода, в которые имели место нарушения в работе электростанции, при функционировании ЭЭС в запланированных СО для этих интервалов оптимальных режимах; второе значение — стоимость фактически реализованной на ОРЭМ электро­энергии в те же часовые интервалы расчетного периода при функционировании ЭЭС в измененных СО режимах. Искомая величина дополнительных издержек рынка от нарушений в работе электростанции определяется как разность между вторым и первым найденными значениями расчетных показателей.
    Аналогично осуществляется определение расчетной величины дополнительных издержек от нарушений в работе электросетевых объектов каждого филиала МЭС, энергопринимающих устройств каждого ПО и электросетевого оборудования каждой ТСО в точке присоединения к ЕНЭС.
    Вся сумма расчетной величины дополнительных издержек от нарушений в работе каждой электростанции распределяется между нею и СО в соответствии с долями, относимыми на каждого из субъектов, после чего определяется суммарное по сектору генерации значение расчетной величины дополнительных издержек, связанных с деятельностью СО.
    Таким же образом распределяется сумма расчетной величины дополнительных издержек от нарушений в работе каждого филиала МЭС между ним и СО и выявляется суммарное по сектору передачи значение расчетной величины дополнительных издержек от нарушений, относимых на СО.
    Далее на основании данных за истекший долгосрочный (3—5-летний) период производится расчет нормативов дополнительных издержек, вызванных нарушениями на объектах ЭЭС, для каждой электростанции и СО в целом по генерации, каждого филиала МЭС и СО в целом по передаче, каждого ПО и каждой ТСО как доли дополнительных расчетных издержек, приходящихся на объект (в том числе СО), от общего объема дополнительных расчетных издержек, вызванных всеми нарушениями в ЭЭС.
    На следующем этапе определения дополнительных фактических издержек, подлежащих возмещению в полном объеме соответствующими субъектами рынка, в изложенном выше порядке устанавливаются значения всех искомых показателей за отчетный расчетный период. При этом вместо нормативных значений по тому же принципу определяются фактические значения долевых показателей.
    Имущественная ответственность субъектов наступает в случае превышения фактическими значениями установленных нормативов. Абсолютная величина дополнительных фактических издержек, подлежащих возмещению в полном объеме соответствующим субъектом, определяется долей этого превышения от всего объема дополнительных фактических издержек в ЭЭС, возникших в результате всех нарушений в работе ее объектов за расчетный период.
    Сфера обеспечения надежности поставки электроэнергии покупателям на ОРЭМ
    Эта часть методики посвящена определению расчетных величин имущественной ответственности каждого участника ОРЭМ за возникшие по причине нарушений нормального функционирования их объектов системные сбои, приведшие к недоотпуску электроэнергии и ущербу потребителей за истекший расчетный период. Укрупненный алгоритм расчета представлен блок-схемой на рисунке 4.
    Прежде всего учитывается, что часть суммарного по ЭЭС объема недоотпуска электроэнергии покупателям — ПО и ЭСК (ГП) — за истекший расчетный период происходит по причине нарушений в энергопринимающих устройствах самих ПО и в электросетевых устройствах ТСО в точках их присоединения к ЕНЭС. Путем исключения этого объема недоотпуска из общего объема недоотпуска по ЭЭС определяется значение данного показателя, относимое непосредственно на нарушения на электростанциях ГК и электросетевых объектах ФСК. Затем производится распределение найденного объема недоотпуска между секторами генерации и передачи посредством соответствующего коэффициента, значение которого предварительно устанавливается по согласованию сторон.
    Для решения задачи принимается допущение о наличие прямой зависимости объема недоотпуска электроэнергии электростанцией оптовым покупателям от фактического объема недопоставки этой электростанцией на ОРЭМ по сравнению с суммарным за расчетный период плановым почасовым объемом поставки. Поэтому предварительно на основании фактических данных об объемах недопоставки электроэнергии, зарегистрированных СО за расчетный период, устанавливаются объемы недопоставки ее каждой электростанцией по собственной инициативе и генерацией в целом по ЭЭС, а также объемы недопоставки электроэнергии генерацией в целом по ЭЭС по причинам, связанным с деятельностью каждого из инфраструктурных субъектов ОРЭМ — СО и КО.
    Весь объем недоотпуска электроэнергии, приходящийся на генерацию, распределяется между отдельными электростанциями, СО и КО пропорционально объемам недопоставки электроэнергии на ОРЭМ, относимым на долю каждого из них.
    Определение объема недоотпуска электроэнергии, приходящегося на филиал МЭС, производится, исходя из допущения о наличии прямой зависимости объема недоотпуска электроэнергии покупателям на ОРЭМ от суммарной приведенной по пропускной способности продолжительности всех нарушений на электросетевых объектах этого филиала, вызвавших снижение пропускной способности и ограничение передачи.
    На основании зарегистрированных в течение расчетного периода СО данных о приведенной по пропускной способности продолжительности нарушений устанавливаются суммарные значения этого показателя для каждого филиала МЭС в долях, относимых на их собственную деятельность, на сектор передачи в целом и на работу СО.
    Весь объем недоотпуска электроэнергии, приходящийся на передачу в расчетном периоде, распределяется между филиалами МЭС и СО пропорционально установленным выше долям.
    Определение нормативов недоотпуска электроэнергии производится в виде показателя доли, приходящейся на объект генерации или передачи и инфраструктурную организацию (СО и КО), от общего объема недоотпуска, вызванного нарушениями соответственно в генерации или передаче за истекший долгосрочный (3—5-летний) период.
    Для расчета ущерба потребителей от недоотпуска электроэнергии, подлежащего возмещению в полном объеме субъектами рынка, предварительно определяются значения тех же показателей и в том же порядке, но для расчетного периода. При этом вместо нормативных значений по тому же принципу устанавливаются фактические значения долевых показателей периода.
    Имущественная ответственность за недоотпуск электроэнергии по причине нарушений на электростанции или в филиале МЭС предусматривается в случае превышения фактическими значениями долевых показателей отчетного периода значений соответствующих нормативов для объектов и участников. Абсолютная величина объема недоотпуска электроэнергии, приходящая­ся на данный объект, за которую несет полную ответственность субъект электроэнергетики (ГК, ФСК, СО, КО), определяется в доле этого превышения от всего объема недоотпуска, отнесенного соответственно на генерацию или передачу.
    Сумма компенсации потребителям ущерба определяется с учетом устанавливаемого федеральным органом исполнительной власти стандарта удельной величины такого ущерба на 1 кВт•ч недоотпущенной субъектом электроэнергии.
    До официального утверждения Правительством России диапазона удельного ущерба могут быть приняты значения этих показателей на основе зарубежного опыта компенсации в размере 1,5–4 долл./кВт•ч.
    Выводы
    После выхода на ОРЭМ множества субъектов с собственным бюджетом, бизнес-планом и стратегией коммерческой деятельности все более актуальной становится задача создания адекватной замены прежней системе солидарной ответственности энергопредприятий за надежность функционирования ЭЭС, действовавшей в условиях вертикально интегрированной структуры электроэнергетики.
    Одним из направлений такой замены является внедрение расчетной системы распределения имущественной ответственности между субъектами ЭЭС за обеспечение системной надежности и надежности поставки электроэнергии покупателям на ОРЭМ.
    В соответствии с предлагаемой концепцией основная имущественная ответственность возлагается индивидуально на ГК, ФСК (МЭС), СО и КО.
    Вышеизложенная концепция предусматривает установление на базе многолетних данных обоснованных нормативов — верхних границ ненадежности функционирования каждого объекта и инфраструктурных участников рынка. В пределах этих границ на соответствующие субъекты допускается возлагать лишь ограниченную ( неимущественную) ответственность.
    Представляется целесообразной доработка представленной концепции до уровня методики с последующей апробацией в ЭЭС.
    Литература
    1. Кучеров Ю. Н. О развитии системы обеспечения надежности в электроэнергетике страны // Электро. 2009. № 6.
    2. Справочник по проектированию электрических сетей / Под ред. Д. Л. Файбисовича. — М.: НЦ ЭНАС, 2006.