Тарифы в энергетике

1. ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА  ТОПЛИВНО-ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО КОМПЛЕКСА  РЕСПУБЛИКИ БЕЛАРУСЬ 
Топливно-энергетический комплекс (ТЭК) является важ¬нейшей структурной составляющей народного хозяйства Республики Беларусь в обеспечении функционирования экономики и повышения уровня жизни населения. ТЭК включает сис¬темы добычи, транспорта, хранения, производства и распределения всех видов энергоносителей: газа, нефти и продуктов ее переработки, твердых видов топлива, электрической и тепловой энергии. Отрасли комплекса занимают значительное место в народном хозяйстве республики. На них приходится 26 % капитальных вложений в промышленность, почти пятая часть основных производственных фондов, 14 % валовой про¬дукции промышленности отрасли. 
Электроэнергетика республики представляет собой постоянно развивающийся высокоавтоматизированный комплекс, объединенный общим режимом работы и единым централизованным диспетчерским управлением. В настоящее время производственный потенциал белорусской энергосистемы включает около 40 электростанций с суммарной установленной мощностью 7,818 МВт. Из них: 20 ТЭЦ, 9 ГРЭС и 9 электростанций находится при крупных предприятиях. Общая длина линии электропередач составляет 3951 км с напряжением 750 кВ; 2279 км — 220 кВ и 15 957 км -......110 кВ. Беларусь свя-зана с энергосистемами России (2 линии на 330 кВ и линия на 750 кВ), стран Балтии (4 линии на 330 кВ и линия па 750 кВ), Украины (2 линии па 330 кВ) и Польши (линия па 220 кВ). Максимальное потребление электроэнергии уменьшилось с 8500 МВт к 1990 г. до 5800 МВт в 1996 г. 
В период после 1991 г. развитие отрасли замедлилось, что обусловлено общим экономическим спадом и снижением электропотребления. Так, в 1996 г. электропотребление было на самом низком уровне и составило 32 млрд кВт-ч, или на 34,8 % ниже, чем в 1991 г., когда было отмечено самое высо¬кое электропотребление за все время существования белорусской энергосистемы. 
В 1998 г. белорусские электростанции произвели примерно 26 млрд кВт-ч электроэнергии. Было потреблено 33 млрд кВт-ч. С учетом потерь в 3,8 млрд кВт-ч при распределении Беларуси пришлось импортировать для обеспечения всех энергопотреб-ностей более 10 млрд кВт-ч электроэнергии со Смоленской и Игналинской АЭС. В настоящее время из-за неплатежей поставка электрической энергии из Литвы приостановлена. 
Среднегодовой удельный расход топлива на выработку электро- и теплоэнергии находится на уровне 276,6 г/кВт-ч и 173,5 кг/Гкал соответственно, что сопоставимо с мировыми аналогами. Достигнутый уровень экономичности обусловлен, главным образом, структурой генерирующих мощностей с широким использованием теплофикации (из общей мощности энергосистемы 3,3 млн кВт установлено на конденсационных станциях и 3,9 млн кВт - - на теплоэлектроцентралях, где обеспечивается комбинированная выработка тепловой и электрической энергии). В последние годы удельные расходы топлива изменились незначительно, что обусловлено недостаточным вводом нового, более экономичного оборудования. 
Сегодня Беларусь занимает одно из последних мест по экономическим и энергетическим показателям среди стран с ана¬логичными климатическими условиями. Скажем, в 1994 г. потребление энергоресурсов в нашей стране в расчете на душу населения составило 2,69 т нефтяного эквивалента, и это зна¬чительно меньше, чем в большинстве стран с аналогичными климатическими условиями. Еще один важный показатель - эффективность использования энергии — остается на низком уровне; в Беларуси он составил 0,8 дол. США в ВНП на 1 кг нефтяного эквивалента потребляемой электроэнергии. 
Одной из наиболее важных и сложных проблем электроэнергетики является старение основного оборудования электростанций. В настоящее время 60 % оборудования практически выработало свой технический ресурс, работоспособность его поддерживается за счет ремонтов, объемы которых ежегодно возрастают. Согласно оценкам специалистов, в 2000 г. около половины электростанций пашей страны выработали спой ресурс, к 2010 г. необходимо будет заменить порядка 80 % установленных мощностей. Следовательно, требуется широкомасштабное техническое перевооружение отрасли с использованием передовых технологий. Расчеты стоимости полной реконструкции всей энергосистемы Беларуси никогда не производились. Ориентировочно эти расходы могут быть измерены суммой от 5 до 30 млрд дол. США. Реально имеющи¬еся вложения куда скромнее: несколько десятков миллионов долларов на строительство Оршанской и Минской ТЭЦ. Проведенные исследования показали, что простая замена оборудования и продление ресурса энергоблоков — не самый дешевый способ. Специалисты пришли к выводу, что наиболее выгодной является модернизация и реконструкция существующих электростанций и котельных путем внедрения современных газотурбинных и парогазовых установок с более высоким КПД. Сейчас по новейшей технологии за счет кредита Евро¬пейского банка реконструкции и развития осуществлена модернизация Оршанской ТЭЦ с применением французского оборудования. При модернизации Оршанской ТЭЦ установлена первая в республике парогазовая установка, позволяющая довести коэффициент полезного топливоиспользования до 70—80 %. 
Эффективность и надежность теплоснабжения также является одной из проблем, так как на него приходится более половины топливопотребления, значительные материальные и трудовые ресурсы. 
Острейшими проблемами отрасли остаются сегодня неплатежи потребителей за использованную электрическую и теп¬ловую энергию, перекрестное субсидирование, при котором промышленные предприятия вынуждены оплачивать полу¬ченную энергию по повышенным тарифам, компенсируя опла¬ту льготных потребителей, в основном населения. Таким обра¬зом, при перекрестном субсидировании промышленные пред-приятия оплачивают потребление электроэнергии населением и неплатежи за электроэнергию. Это вызывает увеличение себестоимости промышленной продукции республики, что негативно влияет на ее конкурентоспособность на внешнем рынке, отказ промышленных потребителей от услуг централизованного теплоснабжения и строительство собственных источников промышленными предприятиями, что в итоге ведет к перерасходу топлива в целом по республике. 
В условиях ограниченности собственной ресурсной базы актуальными являются проблемы энергетической безопасности республики, дефицита финансовых средств в энергетической отрасли, прекращения государственных поставок мазута, полной зависимости республики по топливообеспечепию от основного поставщика - России. 
Под энергетической безопасностью подразумевается гарантия надежного и бесперебойного энергоснабжения страны в нормальных условиях и в чрезвычайных ситуациях. Проблема обусловлена тем, что мы покупаем более 80 % топлива за границей (преимущественно в России) и частично закупаем у соседних стран электроэнергию. Такое положение не обеспечивает энергетической безопасности, без которой не может быть и независимости политической. 
Необходимыми условиями достижения энергетической независимости и безопасности государства является не только наличие резерва электрической и тепловой мощности, запасов топлива, надежность оборудования и т.д., но и соблюдение некоторых критериев. Первый — если энергетика страны основывается на импорте топлива, то закупки не должны осуществляться в одной стране. Второй — доля каждого вида топлива имеет свою предельную величину, энергетика не должна развиваться только на одном виде топлива. 
Сейчас в Беларуси не соблюдается первый критерий: практически все топливо для энергосистемы завозится из России. Мы вплотную подошли и к нарушению второго критерия энергетической безопасности. Согласно ему, доля природного газа не должна превышать 60—65 %, так как электростанции на газе работают в режиме непрерывной доставки топлива, а отсутствие альтернативы требует больших и экономически неоп-равданных запасов резервного топлива (например, мазута) или строительства громадных газовых хранилищ. 
Более того, в развитых странах для обеспечения энергетической безопасности государства создается резерв — избыток энергетических мощностей не менее 15 % по сравнению с пиковой нагрузкой. 
Перспективное развитие электроэнергетики должно быть направлено на обеспечение возрастающего спроса на электро- и теплоэнергию, потребление которых, по расчетам НИЭИ Министерства экономики Республики Беларусь, к 2015 г. достигнет 50—55 млрд кВт-ч и 90 млн Гкал соответственно. Для этого требуется наращивание их выпуска с учетом роста объе¬мов производства продукции в условиях активизации энерго¬сбережения. В настоящее время потребности республики в электроэнергии удовлетворяются на 77 % за счет выработки на собственных электростанциях и 23 % --за счет импорта. В то нее время установленные мощности энергосистемы позволя¬ют полностью удовлетворить внутренние потребности. Однако получается, что импортировать электроэнергию зачастую выгоднее, чем производить ее на собственных мощностях. 
Стоимость одного кВт-ч белорусской электроэнергии составляет 0,034 дол. США; средняя стоимость импортного кВт-ч электроэнергии — 0,029 дол. США. Одна из причин того, что Беларусь не увеличивает импорт электроэнергии состоит в том, что не найдены схемы расчетов с импортерами. Возможности импорта из России к 2015 г. могут быть снижены в связи с ростом ее внутренних потребностей; к этому же времени будет исчерпан ресурс оборудования Игналинской АЭС (Литва). Таким образом, возможный в 2015 г. импорт электроэнергии из России, по оценкам специалистов, не превысит 5 млрд кВт-ч в год. Но сегодня около 85 % энергопотребления обеспечивается за счет поставок энергоносителей из-за рубежа. В общем объеме импорта их доля в денежном выражении достигает 60 % и составляет порядка 1,5 млрд дол. США — величина расходной статьи годового республиканского бюджета. Беларусь имеет уже хроническую задолженность за поставляемый природный газ, нефть, а также электроэнергию. 
Для устойчивого и надежного обеспечения республики электро- и теплоэнергией остальная часть спроса на важнейший вид энергии должна покрываться только за счет собственного производства. Это обусловливает необходимость ввода но¬вых генерирующих мощностей и технического перевооружения действующих на основе внедрения новейших парогазовых технологий с автоматизированными системами управления. 
Использование данных технологий будет способствовать росту КПД электростанций, повышению надежности энергообеспечения, экономии топлива. По предварительным расче¬там, коэффициент опережения темпа роста объема продукции отрасли над темпом роста потребления топливно-энергетичес¬ких ресурсов составит около 2 % ежегодно. 
Ряд инвестиционных проектов по вводу мощностей на ма¬лых ТЭЦ, Минской ТЭЦ-5, первый блок которой был запущен в 1999 г., предусматривает реализацию прогрессивных технологий. Целесообразна также модернизация и техническое пе-реоснащение существующих ТЭЦ на основе использования парогазовых циклов. Результатом реализации предлагаемых проектов станет увеличение генерирующих мощностей, что позволит произвести в 2015 г. 50 млрд кВт-ч электроэнергии. 
Реализация проектов внедрения парогазовых циклон ни ряде действующих на территории республики электростанций поможет значительно сократить к 2015 г. импорт энергии из России. 
За год Беларусь потребляет около 75 млн Гкал тепловой энергии. Существенное повышение надежности и экономим ногти теплоснабжения будет достигнуто при переходе па сооружение бесканальных теплотрасс из изолированных трубопроводов, обеспечивающих потери тепла на уровне 2 % на протяжении всего срока службы. 
В условиях ограниченности собственных энергоресурсов актуальным представляется расширение ресурсной базы электроэнергетики. Увеличение доли природного газа в топливообеспечении генерирующих объектов с 69 до 89 % позволит существенно улучшить экологическую ситуацию в республике. 
В настоящее время за счет модернизации и реконструкции энергообъектов на основе новейших технологий решается проблема замены физически и морально устаревшего оборудования. На этой основе увеличение объемов демонтажа устаревшего оборудования на предприятиях отрасли позволит достичь снижения среднеотраслевого износа активной части основных промышленно-производственных фондов с 54,7 до 37 %. Это потребует значительных финансовых средств, основными источниками которых станут отраслевой инновационный фонд, собственные средства энергообъединений, накап¬ливаемые за счет амортизационных отчислений и прибыли, и иностранные инвестиции. В результате реализации предложенных проектов ожидается значительное улучшение эффективности работы энергопредприятий. 
Несмотря на неоднозначное отношение к вопросу развития атомной энергетики и исходя из условия ограниченности собственных топливных ресурсов, обеспечения энергетической безопасности, а также оценки эколого-экономической эффективности, необходимо окончательно определиться с возможностью или невозможностью формирования в Беларуси атомной энергетики. Созданная распоряжением Совета Министров комиссия по оценке целесообразности развития в Республике Беларусь атомной энергетики признала, что в течение ближайших 10 лет нецелесообразно начинать строительство АЭС, но необходимо продолжить работы по подготовке к развитию атомной энергетики в Беларуси в будущем. 
Топливная промышленность Беларуси представлена предприятиями по добыче и переработке нефти и торфа, среди которых доминируют крупнейшие нефтеперерабатывающие предприятия. 
Объем добычи нефти в республике находится на уровне 1,8 млн т в год, что покрывает внутренние потребности в нефтепродуктах на 12 %. Эксплуатационный фонд ПО "Беларус-нефть" включает 544 скважины, ежегодные объемы бурения порядка 65 тыс.м обеспечивают прирост промышленных запасов нефти в объеме 500—510 тыс. т, что компенсирует добычу менее, чем наполовину. Совершенствование системы планиро-вания финансово-хозяйственной деятельности позволило в 1997 г. сохранить себестоимость добычи одной тонны нефти на уровне 1996 г., а также снизить стоимость одного метра проходки при бурении на 12,6 %. Происходит прогнозируемое снижение объемов добычи, так как разведанные крупные месторождения находятся в заключительной стадии разработки, а вновь осваиваемые характеризуются малыми размерами и небольшими запасами. Эти запасы относятся к трудноизвлекаемым, для их извлечения требуются новейшие технико-технологические средства. 
Усложнение горно-геологических условий (увеличение глубин залегания, сложное построение, незначительные раз¬меры месторождения нефти) потребует применения высокоп¬роизводительного нефтедобывающего оборудования, новых технологий воздействия на нефтяные пласты, автоматизации производственных процессов с целью улучшения условий труда и повышения производительности. 
Нефтеперерабатывающая промышленность представлена двумя нефтеперерабатывающими предприятиями суммарной мощностью около 40 млн т переработки в год сырой нефти. В настоящее время ПО "Нафтап" располагает установками, мощность которых рассчитана на переработку до 9 млн т нефти в год, АО "Мозырский НПЗ" -- до 8 млн т. Глубина переработки нефти находится на уровне 50 %. Низким остается технический уровень ряда производств, износ основных фондов состав-ляет около 70 %. Качество вырабатываемых нефтепродуктов (по составу, уровню содержания примесей) в большинстве случаев не соответствует международным стандартам и не позволяет им конкурировать на внешнем рынке. По надежности обо-рудования, экологической безопасности, степени автоматиза¬ции и компьютеризации производственных процессов существует значительное отставание от современных нефтеперерабатывающих заводов промышленно развитых стран. 
Основными направлениями организационно-технологи¬ческой перестройки нефтеперерабатывающей промышленнос¬ти являются: 
• увеличение глубины переработки нефти до 80—85 %; 
• наращивание производства и экспорта высококачественных нефтепродуктов, соответствующих требованиям международных стандартов; 
• снижение энергетических и материальных затрат в процессах нефтепереработки и нефтехимии; 
• вовлечение в глубокую переработку топочного мазута как основного и наиболее экономичного направления увеличения выработки моторных топлив. 
Реконструкция предприятий нефтеперерабатывающей промышленности будет осуществляться поэтапно с учетом большой капиталоемкости и ограниченности инвестиционных ресурсов. Производственным объединением "Нафтан" предус-матривается строительство комплекса глубокой переработки, основанного на процессе гидрокрекинга, что даст возможность получать экологически безопасные дизтоплива. На Мозырском нефтеперерабатывающем заводе первым этапом рекон¬струкции станет внедрение процесса висбрекинга гудрона, за счет чего глубина переработки возрастет до 82 %, а выход светлых нефтепродуктов — до 53 % . На втором этапе планиру¬ется строительство комбинированной установки каталитичес¬кого крекинга, что повысит глубину переработки нефти до 84 %, выход светлых нефтепродуктов — до 64—65 %. 
Результатом мероприятий, направленных на повышение производственного потенциала нефтеперерабатывающих предприятий, станет увеличение производства к 2015 г. авто¬мобильных бензинов в 2,5 раза, дизельных топлив — в 1,7 ра¬за при одновременном сокращении выпуска топочного мазута на 10,6 % . Более 40 % производимых нефтепродуктов предус¬матривается экспортировать, около 70 % экспорта придется на Российскую Федерацию. 
В настоящее время добыча и переработка торфа ведется 35 предприятиями. Основными видами продукции являются: торфяные брикеты, торф кусковой и сфагновой. В 1997 г. объ¬емы их производства составили соответственно 11515,9 и 27 тыс. т. Эксплуатационные запасы торфа на сырьевых базах предприятий оцениваются в 142,5 млн т, в том числе торфа, пригодного для брикетирования, — в 100 млн т. Запасы торфа на отведенных предприятиям площадях оцениваются в 46,3 млн т, в том числе пригодных для брикетирования — в 29 млн т. 
Основной проблемой функционирования предприятий отрасли остается постоянный недостаток финансовых средств, вызванный несвоевременным и недостаточным по объему выделением бюджетных средств на покрытие разницы между оптовой и розничной ценами на брикет, поставляемый населению. Ограниченность финансовых ресурсов не позволяет обеспечить необходимое обновление активной части основных фондов, износ которых в целом по отрасли вырос до 61 % . На предприятиях эксплуатируется 82 % полностью изношенного оборудования для добычи торфа, 85 % оборудования для под¬готовки и ремонта фрезерных полей, до 100 % сушилок, 41 % торфобрикетных прессов. 
Повышение эффективности использования исходного сырья в торфяной промышленности предполагается достичь за счет применения новых технологий с улучшенными экологическими характеристиками. Одним из путей обеспечения на-селения и коммунально-бытовых предприятий местным топливом на основе торфа может быть развитие добычи кускового торфа. Предусматривается разработка прогрессивной техноло¬гии и оборудования для его добычи, что позволит вовлечь в разработку новые сырьевые ресурсы на месторождениях, ранее непригодных для его целей, увеличить коэффициент ис¬пользования залежи при разработке до 0,7—0,8 и вовлечь в разработку малые месторождения. Кроме того, экскаваторный способ добычи кускового торфа позволит значительно улучшить качество готовой продукции, снизить затраты на ее производство. 
Имеющиеся на сырьевых базах предприятий запасы торфа позволяют обеспечить производства брикетов на уровне 1600 тыс. т в период до 2005 г. с дальнейшим снижением объемов производства до 800 тыс. т. Частичное выбытие мощнос¬тей по производству брикетов будет компенсироваться за счет увеличения добычи кускового торфа, объемы добычи которого составят в перспективе 200 тыс. т. В целях повышения уровня самообеспечения твердым топливом предусмотрено к 2001 г. прекращение экспорта торфяных брикетов. К 2015 г. за счет производства торфяной продукции спрос на твердое топливо будет удовлетворяться на 20—23 %. 
Частично сократить поставки топлива из-за рубежа позволит расширение использования местных топливных ресурсов Республики Беларусь, таких как нефть, попутный газ, бурые угли, торф, древесина, отходы животноводства. Для Беларуси наиболее реальным источником замещения некоторой части импортируемого топлива может стать древесина и древесные отходы: по примеру скандинавских стран в ближайшие годы можно увеличить применение древесины в качестве топлива в 1,5—2 раза. Но расчеты показывают, что намеченные меры по энергосбережению, максимальному использованию местных топливных ресурсов и нетрадиционных источников энергии смогут увеличить обеспеченность собственным топливом лишь до 38—39 %. 
За счет собственных топливно-энергетических ресурсов республика сможет обеспечить потребности в энергии лишь на 10—15 %, поэтому активизация политики энергосбережения становится приоритетным направлением во всех отраслях экономики и особенно в промышленности — основном потребите¬ле энергоресурсов. Это будет достигнуто за счет: 
• снижения энергоемкости продукции; 
• повышения коэффициента полезного использования топлива; 
• увеличения в топливном балансе республики доли местных видов топлива и отходов производства, нетрадиционных и возобновляемых источников. 
Достижение поставленных целей и задач возможно только за счет комплексной реализации основных организационно-экономических, технических направлений в повышении эффективности использования ТЭР, что включает законодательно-правовую и нормативно-техническую базы, в состав которых войдут доработанные или новые стандарты, строительные нормы и правила технологического проектирования и ряд других документов нормативного характера, определяющих требования в области энергосбережения. Наиболее значимыми организационно-экономическими мерами являются следующие: 
• снижение конечного потребления энергоресурсов за счет структурной перестройки промышленности, внедрение новых энергосберегающих технологий, оборудования, приборов и материалов; 
• осуществление государственной экспертизы энергетической эффективности проектных решений с целью их оценки на соответствие действующим нормативам и стандартам в области энергосбережения и определения достаточности и обоснованности предусматриваемых мер по энергосбережению; 
• введение для оценки работы министерств, ведомств та¬ких показателей, как снижение суммарного объема и повышение коэффициента полезного использования котельно-печного топлива; 
• поэтапный переход от нормирования расхода ТЭР на выпуск продукции (работ, услуг) к проведению регулярных аудитов промышленных предприятий и внесению удельных норм расхода ТЭР в соответствующие нормативные документы; 
• ориентация тарифной политики на тепловую, электрическую энергию и топливо с целью поэтапного ухода от перекрестного субсидирования с включением в тариф только нормируемых затрат на производство и транспортировку соответствующих видов энергоресурсов; 
• разработка новых и совершенствование существующих экономических механизмов, стимулирующих повышение энергоэффективности промышленного производства и определяющих меры ответственности за нерациональное потребление ТЭР как для хозяйствующих объектов в целом, так и для конкретных руководителей и должностных лиц; 
• организация разработки и производства необходимых видов энергосберегающего оборудования, приборов и материалов. 
Внедрение мероприятий по повышению эффективности использования ТЭР в промышленности потребует определенных финансовых затрат. Финансирование внедрения энергосберегающих мероприятий должно осуществляться в основном за счет собственных средств предприятий. Кроме того, могут использоваться средства инновационных фондов соответствую¬щих министерств, других органов управления, часть иннова¬ционного фонда концерна "БелЭнерго", направляемых на цели энергосбережения. На отдельные быстропокупаемые мероприятия должны предусматриваться льготные кредиты. 
Важную роль в финансировании крупномасштабных проектов по экономии энергии начинает играть созданный в 1997 г. республиканский фонд "Энергосбережение". 
Эффективная реализация перспективной энергосберегаю¬щей политики позволит снизить энергоемкость промышлен¬ной продукции и приблизить этот показатель к уровню евро-пейских стран.

2. НАДЕЖНОСТЬ В ЭНЕРГЕТИКЕ 
Надежность свойство объекта выполнять заданные функции, сохраняя во времени свой эксплуатационные показатели в заданных пределах, соответствующих заданным ре¬жимам и условиям использования, технического обслужива¬ния, ремонтов, хранения и транспортирования. Понятие надежности очень широкое, его нельзя охарактеризовать с помощью какого-либо одного показателя. Надежность объекта обеспечивается его безотказностью, ремонтопригодностью, сохраняемостью и долговечностью. 
Различают два основных состояния объекта: работоспособность и отказ. Работоспособность - это состояние объекта, при котором он способен выполнять заданные функции с пара¬метрами, установленными требованиями технической документации. Отказ — это нарушение работоспособности. Следствием отказов энергетических объектов может быть значительный народнохозяйственный ущерб. Отказы, которые ха¬рактеризуются крупными нарушениями режима объекта, приводящими к частичному или полному его разрушению, создающими опасность для жизни людей и окружающей среды , называют авариями. По характеру функционирования энергетические объекты могут быть: а) восстанавливаемыми, которые после нарушения работоспособности ремонтируются и вновь включаются в работу; б) невосстанавливаемыми, которые используются однократно до отказа, после чего должны заменяться. Большинство энергетических объектов относится к числу восстанавливаемых. В качестве невосстанавливаемых могут рассматри¬ваться главным образом отдельные детали и узлы энергетического оборудования. 
Итак, надежность — это всегда или почти всегда понятие технико-экономическое, поскольку повышение надежности объекта, как правило, требует дополнительных затрат, связанных с применением материалов и деталей повышенного качества, с созданием резервных элементов. В то же время снижение надежности ведет к росту ущерба у потребителей, к росту затрат на создание ремонтных служб и запасов деталей для ремонта. 
Для количественной оценки надежности в настоящее время используются методы теории вероятности и математической статистики, рассматривающие отказ как случайное событие.

3. КАЧЕСТВО ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ  ЭНЕРГИИ 
К показателям качества в электрических сетях постоянного тока относятся: отклонения напряжения, колебания напряжения, коэффициент пульсации напряжения; в электричес¬ких сетях однофазного переменного тока: отклонения часто¬ты, отклонения напряжения, колебания частоты, колебания напряжения, несинусоидальность формы кривой напряжения; в электрических сетях трехфазного переменного тока: отклонения частоты, отклонения напряжения, колебания напряжения, несинусоидальность формы кривой напряжения, смещение нейтрали и несимметрия напряжения основной частоты. Все перечисленные показатели могут быть разделены на показатели, характеризующие качество частоты, и показатели, характеризующие качество напряжения. 
Рассмотрим отдельные показатели качества электроэнер¬гии. Основным показателем качества электроэнергии является частота переменного тока. Стандартным значением частоты в нашей стране является 50 Гц. Частота в электрических системах обычно изменяется в относительно узких пределах. Поэтому пользуются показателем отклонений частоты от номинального значения. Отклонением частоты называется раз-ность между f фактическим и номинальным fн значениями частоты: 
Df=f-fн 
В современных крупных автоматически регулируемых энергетических системах СНГ допустимыми значениями являются Df= ± 0,1 Гц. Современные регулирующие устройства позволяют обеспечить поддержание частоты в столь узких гра¬ницах без особого удорожания этих устройств. Вместе с тем такие узкие пределы изменения частоты диктуются и экономическими соображениями, связанными с применением электроэнергии, поскольку более значительные изменения частоты могут вызывать изменения технических и экономических показателей работы электроприемников и аппаратов. Это связано прежде всего с существенным влиянием частоты на число оборотов электродвигателей, а следовательно, и на производительность механизмов. Снижение частоты приводит к сокращению числа оборотов двигателей, уменьшению их производительности, снижению экономических показателей их работы. 
Отклонения напряжения измеряются разностью фактического значения напряжения U и номинального его значения UH: 
V = U - UH. 
Иногда его выражают в процентах к номинальному значению, т.е. 
V % = (U –Uн)/Uн • 100 %. 
При этом под отклонениями понимают медленные плавные изменения напряжения, обусловленные изменением нагрузки во времени. В условиях нормальной работы допускаются следующие предельные значения отклонений от номинального напряжения: рабочее освещение в помещениях, где требуется значительное зрительное напряжение, — от -2,5 до +5 %; на зажимах электродвигателей и аппаратов для их пуска и управления — от -5 до +10 %; на зажимах остальных электроприемников — в пределах ±0,5 % . По техническим условиям могут быть допущены и более высокие значения отклонений напряжений. Указанные технически допустимые пределы от¬клонений напряжения, но существу, являются более простой формой учета условий экономичности. Так, снижение напря¬жения оказывает неблагоприятное воздействие на работу осве-тительных ламп и электрических двигателей, составляющих вместе с лампами значительную часть всех приемников элек¬троэнергии. Спилит не напряжения вызывает резкое умень¬шение светового потока ламп накаливания и коэффициента их полезного действия. При напряжении на 5 % меньше номи¬нального световой поток уменьшается на 18 %, а снижение напряжения на 10 % приводит уже к уменьшению светового потока приблизительно на 30 %. С этим связано и значитель¬ное уменьшение освещенности рабочих мест на производстве, что влечет за собой снижение производительности труда и ухудшение его качества. Увеличивается при этом и число несчастных случаев. 
При повышении напряжения свыше номинального свето¬вой поток ламп накаливания значительно увеличивается, но зато сокращается срок их службы. Так, при повышении напряжения на 10 % световой поток увеличивается примерно на 30 %, а срок службы ламп сокращается почти в 3 раза. 
Что касается электрических двигателей, то понижение напряжения значительно уменьшает крутящий момент, что приводит к остановке или невозможности запуска двигателей. При пониженном напряжении у двигателей ухудшается КПД и происходит процесс более интенсивного старения изоляции из-за увеличения тока, проходящего по обмоткам. В ряде случаев снижается производительность соединенных с двигате¬лем механизмов. Иногда снижение напряжения может при¬вести к тяжелым системным авариям. Расчеты показывают, что при длительной работе полностью загруженного двигателя с отклонениями напряжения на зажимах U % = ±10 % срок его службы сокращается примерно вдвое. 
Работа электротермических установок при снижении нап¬ряжения на их зажимах существенно ухудшается, увеличивается длительность технологического процесса, а в некоторых случаях происходит полное его расстройство. Падение напряжения на зажимах электропечей приводит к снижению их производительности. Аналогично на электролизных установках снижается производительность, повышаются удельные расходы электроэнергии и увеличивается себестоимость продукции. 
Колебания напряжения Ut % характеризуются относительной разностью между наибольшим Uб и наименьшим Uм действующими значениями напряжения при скорости изменения напряжения, равной не менее 1 % в секунду.

4. ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТЬ ТРУДА  И ЕЕ ОПРЕДЕЛЕНИЕ В ЭНЕРГЕТИКЕ 
Эффективность использования трудовых ресурсов опреде¬ляется производительностью труда, которая представляет собой отношение количества продукции к затраченному на нее труду. На практике производительность труда в основном из¬меряют выработкой, т.е. путем деления объема валовой про¬дукции на среднесписочное число промышленно-производственного персонала. Такой способ измерения производительности труда нельзя признать удовлетворительным, так как при нем продукт живого и прошлого труда относят к затратам только живого труда. При большой доле прошлого труда в продукции энергетики образуется значительная погрешность в измерении производительности труда выработкой. Фактическая выработка электроэнергии определяется графиком ее потребления, а распределение нагрузки по энергопредприятиям зависит от решений, принимаемых диспетчерской службой энергообъединения (энергосистемы). Поэтому результатом труда коллектива отдельной электростанции не может служить только отпущенная энергия. Кроме того, продукция электроэнергетики весьма материалоемка. Вследствие этого на энергопредприятиях для оценки результатов труда приме¬няется несколько показателей. В качестве измерителей ис¬пользуются и натуральные, и стоимостные показатели. Как один из натуральных показателей результатов труда отдельного предприятия использовался показатель готовности оборудования электростанций к несению электрических и тепло-вых нагрузок. 
Производительность труда на электростанциях часто изме¬ряется штатным коэффициентом, представляющим собой чис¬ленность промышленно-производственного персонала электростанций в расчете на единицу установленной мощности, чел./МВт: 
т = Ч/Ny. 
Этот показатель используется как натуральный измеритель производительности труда действующих и проектируе¬мых электростанций. Штатный коэффициент или его аналоги применяются и для измерения производительности труда в отдельных цехах электростанций. Но для котельных цехов, районных котельных численность промышленно-производствен¬ного персонала подразделений относят к суммарной номи-нальной производительности котлов. 
Штатный коэффициент отражает степень технического совершенства электростанций, единичную мощность агрегатов, качество топлива для ТЭС, степень автоматизации, механизации, телемеханизации. 
Для гидроэлектростанций, отличающихся сравнительной простотой управления и обслуживания, штатный коэффициент значительно ниже, чем для ТЭС. Для крупных гидроэлект¬ростанций он составляет 0,1—0,4 чел./МВт. 
Для электросетевых предприятий в качестве измерителя производительности труда применяется коэффициент обслуживания. Это объем работ по обслуживанию оборудования сетевых предприятий, выраженный в условных единицах обслу¬живания по отношению к численности промышленно-производственного персонала. Одним из основных элементов определения коэффициента обслуживания является соизмерение объема и качества работы по обслуживанию различного вида оборудования и электрических сетей. За единицу обслуживания принимается 1 км электропередачи напряжением 110 кВ. Величина коэффициента обслуживания резко изменяется в зависимости от мощности сетевого предприятия. Чем больше его мощность, тем выше коэффициент обслуживания. Но с ростом мощности увеличение коэффициента обслуживания затухает, асимптонически приближаясь к постоянной величи¬не порядка 45—50 условных единиц обслуживания на одного человека. Кроме коэффициента обслуживания, для измерения производительности труда на электросетевых предприятиях применяется показатель удельной численности промышленно-производственного персонала на 1 км протяженности сетей. Этот показатель отличается слишком большой степенью условности, сильно зависит от структуры оборудования на сетевых предприятиях и поэтому недостаточно характеризует уровень и динамику эффективности труда. 
Использование натуральных измерителей производитель¬ности труда, применяемых в энергетике, вызывает прежде всего затруднительность обоснованного выбора показателя ре¬зультата труда. Действительно, установленная мощность электростанции, используемая при расчете штатного коэффициента и играющая роль измерителя результата труда коллек¬тива электростанции, имеет отдаленное отношение к реально¬му результату труда работников электростанций. Установленная мощность, скорее, характеризует технические условия приложения труда на электростанциях, а не результат дея¬тельности работников этих электростанций. 
Штатный коэффициент, так же как и коэффициент обслу¬живания для сетевых предприятий, характеризует не столько фактическую производительность труда работников этих предприятий, сколько степень технического совершенства созданных или вновь создаваемых энергетических предприятий, если понимать под техническим совершенством объем физических сил природы, приводимых в полезное действие одним работником. Поэтому штатный коэффициент может быть лучше использован как измеритель производительности труда промышленно-производственного персонала электростанций на стадии проектирования. Установленная мощность электростанций мало зависит от деятельности ее работников. Она создается трудом машиностроителей, строительных и строительно-монтажных организаций. 
В качестве стоимостного показателя производительности труда в энергетике все же применяют величину валовой про¬дукции в неизменных ценах энергопредприятия, приходящу¬юся на одного работника, р./(чел.-год): 
Пвал=(Wgtэ+Qgtq+Урем)/Ч 
где Wg — годовой отпуск электроэнергии, кВт-ч/'год; tэ — неизменный (сопоставимый) тариф на электрическую энергию, р./кВт-ч/год; Qg -годовой отпуск тепловой энергии для ТЭС, ГДж/год; tq — неизменный тариф на тепловую энергию, р./ГДж; Урем — объем ремонтных работ и услуг за год, р./год; Ч -- среднегодовая численность промышлен¬но-производственного персонала. 
Недостатком показателей производительности труда, ис¬пользуемых для измерения эффективности живого труда, является то, что все они непосредственно не учитывают качество, сложность труда. Затраты труда в них учитываются толь¬ко по количеству работников в год — среднегодовой числен¬ности промышленно-производственного персонала (ППП). 
Показатель годовой заработной платы ППП значительно полнее учитывает затраты труда работников энергопредприятий, чем среднегодовая численность ППП. Он пропорционален не только количеству работающих, но и объему и качеству их труда. Но показатель эффективности труда, определяемый как отношение годовой чистой продукции энергопредприятия к годовому фонду заработной платы ППП, в энергетике не рас¬считывается. Таким образом, нельзя считать, что к настояще¬му времени в электроэнергетике установлены обоснованные показатели производительности труда, учитывающие в полной мере основные специфические особенности отрасли. 
Основной путь повышения эффективности и производи¬тельности труда в энергетике — это использование достиже¬ний научно-технического прогресса. Сюда входит большая группа факторов, связанных с внедрением новой, эффективной техники, технологии, механизации и автоматизации трудоемких процессов, внедрение новой техники управления технологическими и производственными процессами, телемеха-низация управления. Но следует подчеркнуть, что только эффективная новая техника повышает реальную народнохозяйственную производительность труда. Слишком дорогая тех пика, хотя и способствует росту производительности труда в энергетике, в то же время настолько увеличивает затраты тру¬да в фондосоздающих отраслях, что окончательный народно¬хозяйственный результат может быть недостаточным или да¬же отрицательным для внедрения такой техники в энергетическое производство. Поэтому рост производительности труда только в энергетике не может быть критерием для решения вопроса о внедрении новой техники в этой отрасли. Этот вопрос должен решаться для всего топливно-энергетического комплекса с помощью методов технико-экономических обоснований.

5. ОСОБЕННОСТИ ОПРЕДЕЛЕНИЯ  СЕБЕСТОИМОСТИ 
В ЭНЕРГЕТИКЕ 
Один из основных вопросов в энергетике для экономистов — исчисление себестоимости. И, действительно, энергия — не ве¬щественный продукт, ее нельзя попробовать на вкус или потрогать. В отличие от промышленности формирование себестоимости в энергетике имеет ряд особенностей. 
1. Себестоимость энергии исчисляет франко-потребитель, т.е. учитываются затраты не только на производство, но и на передачу и распределение энергии. Это обусловлено жесткой и неразрывной связью между производством и передачей энергии. 
2. Отсутствие незавершенного производства ведет к тому, что издержки производства за определенный отрезок времени полностью могут быть отнесены на себестоимость произведенной энергии. 
3. Значительное влияние режима производства энергии обусловливает необходимость деления затрат на условно-переменные и условно-постоянные. При этом первые пропорциональны объему производства, а вторые мало зависят от режи¬ма производства. В результате появляется зависимость производства и распределения энергии от числа часов использования установленной мощности. 
4. На величину себестоимости энергии оказывает влияние наличие расходов по содержанию резерва мощности на электростанциях и в электросетях (например, топливо для обеспечения бесперебойности энергоснабжения потребителей). 
5. Уровень себестоимости энергии может значительно из¬меняться по отдельным типам электростанций и по энергообъединениям. 
Для технико-экономических расчетов, связанных с перспективными оценками затрат, используется классификация по экономическим элементам. Процентное соотношение экономических элементов в общей сумме издержек представляет их структуру. В отличие от структуры себестоимости продукции в других отраслях промышленности в энергетике не выде¬ляют затраты на сырье и основные материалы. 
Структура затрат на производство энергии неодинакова для различных энергетических объектов. Так, для ТЭС наибольший удельный вес имеют затраты на топливо, а для ГЭС — затраты на амортизацию, достигающие более 80 %. 
В целом для энергетического производства важнейшими элементами затрат являются затраты на топливо ST, на амортизацию SaM, заработная плата S3.n и прочие расходы Snp. При проведении сравнительных технико-экономических расчетов на стадии проектных и предпроектных работ нет необходимос¬ти определять затраты по всем экономическим элементам. Три элемента затрат --топливо, амортизация и заработная пла-та — вместе составляют 90—93 % от общей суммы затрат. Поэтому суммарные эксплуатационные расходы можно укрупнено выразить следующим образом (р./год): 
S = Sт + Sам + Sз.п + Sпр. 
Затраты на топливо 
SТ = ЦТВ = ЦТbэWэ 
где Ц.г — средневзвешенная цена 1 т условного топлива, р./т; В — годовой расход условного топлива, т/год; Ь3 — удельный расход топлива на 1 кВт-ч электроэнергии, г/кВт-ч; W3 — отпуск электроэнергии, кВт-ч. 
Для исчисления себестоимости энергии на тепловых элек¬тростанциях и в котельных используется множество методов. Один из самых интересных - метод "отключений". Смысл заключается в том, что из суммарных затрат комбинированно¬го производства исключаются затраты на побочные продукты, которые оцениваются по себестоимости их производства или по ценам. В энергетике этот метод нашел отражение при пос¬троении треугольника Гинтера (рис. 3.1). На одной стороне треугольника откладывается себестоимость 1 кВт-ч, а на другой — 1 ГДж тепла. Максимальная величина себестоимости 1 кВт-ч будет при Qотп = 0 — когда все затраты ТЭЦ относятся па электроэнергию (точка В). Наоборот, при WOTH = 0 достига¬ется максимум себестоимости отпущенного тепла (точка Л). В соответствии с годовыми затратами и строится треугольник. Задаваясь себестоимостью одного вида энергии (Sт.э), можно определить себестоимость другого (S'э). 
Qотп 
Р/гДж 
А

S'Т.Э

. 
Wотп

S'э В S'э, р./кВт.ч

Рис. 3.1. Определение себестоимости  электрической и тепловой 
энергии по методу Гинтера: 
S'т.э — себестоимость производства единицы тепла в котельной; 
S'э— себестоимость единицы электроэнергии; Оотп — количество 
тепловой энергии, отпускаемой на сторону, ГДж; Wопт — количество 
электрической энергии, отпускаемой на сторону, кВт-ч

6. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ И ТАРИФНАЯ  ПОЛИТИКА В ЭНЕРГЕТИКЕ 
Экономическая и тарифная политика реализуется в целях создания условий для поступательного развития ТЭК, своевременного ввода новых мощностей и модернизации старых, бесперебойного снабжения потребителей всеми видами энергии и соблюдения баланса интересов производителей и потребите¬лей энергии. 
В практике всех промышленно развитых стран при формировании цен на энергию используется затратный метод (цена равна себестоимости плюс норма прибыли). 
Тарифообразование в Республике Беларусь также строится на затратном принципе формирования цены на энергию, одна¬ко в промышленно развитых странах, в отличие от существующей у нас практики, в издержки производства включаются не только инвестиции, но и проценты на капитал (у нас - это расходы за счет прибыли). 
Следует отметить, что в промышленно развитых странах, как правило, источником развития энергетики являются за¬емные средства, кредиты, акционерный капитал. 
В состав цены включаются также отчисления в различные целевые фонды (па НЖЖР, па энергосбережение, на функционирование энергетических комиссий и т.д.). 
В странах с высокоразвитой экономикой и избыточными энергосистемами государству нет необходимости регулировать величину каждого элемента затрат. Анализ и оценка деятельности энергокомпаний производится по общей стоимости энергии, так как в стране есть выбор производителей и государство делает этот выбор экономическими методами: налогами, кредитами и т. д. Кроме того, у большинства потребителей есть выбор энергоносителей, следовательно, в странах с рыночной экономикой основным движущим механизмом снижения затрат является конкуренция производителей, в том чис¬ле и в энергетике. 
Во всех промышленно развитых странах тарифы дифференцируются по группам потребителей в зависимости от издержек на производство, передачу и распределение энергии, поскольку энергообеспечение потребителей, подключенных к высоковольтному напряжению, сопряжено с меньшими издержками, чем энергообеспечение низковольтных потребителей, например, коммунально-бытового сектора. 
Тарифы на теплоэнергию также дифференцируются: во-первых, по видам теплоносителя (пар, горячая вода); во-вторых, по параметрам; по удаленности от источника теп-лоснабжения и по другим признакам. 
В Республике Беларусь для расчетов с потребителями применяются одно- и двухставочные тарифы. 
Одноставочные используют для расчетов с населением, государственными учреждениями, маломощными промышленными потребителями (мощностью до 7540 кВт), сельским хозяйством, электрифицированным транспортом. Размер платы определяется как произведение цены за единицу энергии на общее потребленное ее количество за данное время: 
П=Тээ Эпотр 
где Тээ — тариф на электроэнергию, р./кВт-ч; Эпотр — объем потребленной энергии, кВт-ч. 
Недостаток одноставочного тарифа — экономическая незаинтересованность потребителей в выравнивании графика за счет снижения пиков нагрузки, что облегчит условия работы и улучшит экономические показатели энергосистемы в целом. 
Поэтому важно стимулировать снижение пиков нагрузки у потребителей и выравнивание графика, т.е. уменьшать затраты на покупку электроэнергии у других энергосистем. Достоинство этого тарифа: прост, понятен абонентам, минимум из-мерительных приборов-используется счетчик активной энергии. Двухставочный тариф состоит из двух частей основной ставки за 1 кВт мощности, участвующей в максимуме нагруз¬ки энергосистемы, и дополнительной — за 1кВт-ч потреблен¬ной энергии, как при расчетах по одноставочному тарифу. 
А плата равна: 
П=аРм+вЭпотр 
где а — ставка максимума нагрузки, р./кВт; Рм — максимум нагрузки; в — ставка за 1кВт-ч потребленной активной энергии, р./кВт-ч; Эпотр — энергия, потребленная и учтенная по счетчику, кВт-ч. 
Такой тариф экономически поощряет потребителей к снижению мощности и максимума нагрузка за счет уплотнения и выравнивания их графиков, но при этом усложнены расчеты с потребителем. 
Тарифы на тепловую энергию по своему экономическому содержанию аналогичны тарифам за электроэнергию. Они дифференцированы по энергосистемам и по качеству тепловой энергии, определяемому параметрами теплоносителей (давле¬ние, температура) и являются одноставочными. 
Недостатки всей системы тарифообразования: 1) связь меж¬ду прибылью энергосистемы и уровнем энергопотребления (система должна иметь механизм, который устранял бы заинтересованность энергосистемы продавать как можно больше энергии); 2) оплата энергии некоторыми группами потребите¬лей по цене ниже себестоимости, что приводит к неоправданно¬му увеличению потребления энергии и, кроме того, превыше-нию реальной цены энергии для других групп (в частности, промышленных предприятий), что учитывается в стоимости продукции, а значит отражается на жизненном уровне людей. 
Есть недостатки и в структуре самих тарифов. Это, в первую очередь, недифференцированность их по времени суток, тогда как в развитых странах (США, Франция, Англия и др.) тарифы дифференцированы не только по часам суток, но и по сезонам, декадам месяца. Удобны тарифы, предусматривающие перерывы в электроснабжении. Потребители использующие их (крупные промышленные предприятия) идут на снижение надежности электроснабжения в обмен на снижение та-рифной ставки за максимум нагрузки. Так, применение тарифов, различных по зонам суток, позволяет сберечь 5—10 % энергии. Они стимулируют потребителей снижать нагрузку в часы максимума нагрузки энергосистемы и заполнять ночные провалы нагрузки. 
Дифференцированный тариф во Франции применяется для трех периодов суток зимнего времени года и двух периодов 
летнего. В Германии сутки разделены на пять зон, для каждой из которых свой тариф. У пас, к сожалению, нет соответствующих приборов учета и контроля. 
Учитывая схожесть структур по управлению ТЭК в про¬шлом, а также в целом перспективу сотрудничества Республики Беларусь с Российской Федерацией, представляет инте¬рес российский опыт. 
В России создана нормативная база государственного регулирования энергетикой, в соответствии с которой тарифы на электрическую и тепловую энергию, поставляемую предприя¬тиям независимо от организационно-правовых форм, подлежат государственному регулированию. В законах изложены основные принципы государственного регулирования тарифов. 
В настоящее время ценообразование в ТЭК Республики Беларусь происходит следующим образом. 
Электрическая энергия отпускается в республике по регулируемым Минэкономики единым тарифам, дифференциро¬ванным по группам потребителей. 
Тепловая энергия отпускается по государственным регулируемым тарифам, дифференцированным по областям и группам потребителей. 
Регулирование теплоэнергии производится облисполкомами и Минским горисполкомом по представлению областных производственных объединений и региональных энергетических комиссий. 
В основу образования цены положены полные текущие издержки производства, необходимая прибыль энергообъединения, формируемая на основе планируемых объемов капиталь¬ного строительства в расчетном периоде, и всех видов налогов, изымаемых в соответствии с законодательством Республики Беларусь о налогообложении с хозяйственных субъектов (без каких-либо льгот для энергетики). 
Дифференциация тарифов по потребителям выполнена, в основном, по их отраслевой принадлежности. 
Пересмотр тарифов на энергию и введение поправочных коэффициентов к тарифам на нее производится по мере изме¬нения общих экономических условий (цены поставляемого топлива, сырья, материалов, оборудования, запасных частей, покупной энергии, при повышении заработной платы и изменении стоимости оказываемых энергетическими предприятиями услуг против тех значений, которые были учтены при ут¬верждении действовавших до настоящего момента тарифов на энергию). 
За период действия единых тарифов на энергию выявились основные недостатки существующей тарифной политики. Прежде всего, это ее выраженная социальная направлен¬ность. Действующий тариф для населения на электроэнергию возмещает себестоимость на 72,9 %, а тариф для населения на тепло возмещает себестоимость только на 28,5 % . Вся разница в виде перекрестного субсидирования перекладывается на та¬риф для промышленных потребителей. Перекосы в ценообразовании привели к тому, что соотношение между тарифами для населения и себестоимостью производства и распределения энергии было нарушено. В результате сегодня мы имеем такие объемы перекрестного субсидирования, при которых промышленные потребители теряют конкурентоспособность на современном рынке товаров. Особенно катастрофическая ситуация складывается по тарифам на теплоэнергию. 
В последние годы из-за спада промышленного производства наблюдалась тенденция снижения удельного веса промышленности в общем потреблении теплоэнергии, что в свою очередь привело к увеличению перекрестного субсидирования за счет промышленности. 
Кроме перекрестного субсидирования населения, на размер тарифа для промышленности оказывает влияние перекрестное субсидированное других льготных групп потребителей, теплоэнергия которым отпускается по тарифу ниже себестоимости: больничным учреждениям Минздрава; теплично-парниковым хозяйствам и др.