Декабрь 2010 Коммерческий учет электроэнергии: уроки прошлого и взгляд в будущее Осика Л.К., Руководитель Департамента реализации проектов энергосбережения. - презентация

1 Декабрь 2010 Коммерческий учет электроэнергии: уроки прошлого и взгляд в будущее Осика Л.К., Руководитель Департамента реализации проектов энергосбережения и энергоэффективности ООО "Центр энергоэффективности ИНТЕР РАО ЕЭС

2 УРОКИ ПРШЛОГО. За рубежом За рубежом создание технических систем для целей КУЭ всегда было самым тесным образом связано с бизнесом и, следовательно, требовало строгого обоснования инвестиций. Поэтому в технической литературе, а чаще – в средствах массовой информации, встречаются иногда довольно странные для отечественных специалистов формы получения «виртуального» экономического эффекта, а также искусственной политизации общества с целью стимулировать внедрение все более многофункциональных и, следовательно, дорогостоящих измерительных устройств. В частности, большой популярностью пользуется тезис о том, что покупая микропроцессорный («ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНЫЙ»!) счетчик с широкими возможностями отражения параметров электропотребления, абонент-физическое лицо начинает значительно экономить потребление электроэнергии и тем самым вносит свой вклад в борьбу с якобы имеющим место «глобальным потеплением». С другой стороны, есть, безусловно, и объективная сторона развития AMR и AMM, связанная с жесткими реалиями современной свободной экономики. Известно, что процесс производства электрической энергии характеризуется не­разрывностью во времени с процессом ее потребления. Для производс­тва электроэнергии генерирующие компании (энергоснабжающие организации (компании)) вынуждены предвари­тельно вкладывать средства в покупку топлива. Это определяет остро­ту проблемы своевременной и точной организации взаиморасчетов за электроэнергию, а непрерывный характер производства и реали­зации требует в пределе непрерывной организации соответствующей оп­латы. Чтобы максимально приблизиться к такой идеальной форме взаим­ных расчетов практически во всех развитых странах в отношениях между генерирующими компаниями (энергоснабжающими организациями) и потребителями широко применяются данные современных автоматизиро­ванные системы контроля, учета и управления электропотреблением

3 УРОКИ ПРОШЛОГО. За рубежом Основы современной европейской системы коммерческого учета электроэнергии заложены в документе «Директива 2004/22/ЕС Европейского парламента и совета от г. на средства измерения» (далее – «Директива»). Часто её называют просто: DMI – «Directive on Measuring Instruments». Директива вступила в силу 30 октября 2006 г., и каждая страна-участник должна была включить данную директиву в национальное законодательство не позднее апреля 2006 г. Директива означает: общие правила испытаний измерительных приборов на основе стандартов МЭК для всех стран ЕС; отсутствие необходимости проведения местных испытаний измерительных приборов, сертификации. Проведенные в одной из стран ЕС испытания должны приниматься всеми странами ЕС; запрет на какие-либо специальные национальные требования на измерительные приборы. ДИРЕКТИВА: «Будет или нет измерительный прибор, предназначенный для измерения в энергоснабжающей компании, обеспечивать дистанционное считывание, он в любом случае должен быть оснащен метрологически подкрепленной системой отображения, доступной потребителю без специальных приборов. Отображение на дисплее есть результат измерения, который служит основой для расчета величины оплаты». Таким образом, ЕС предпочитает взимать с потребителей плату только на основании показаний приборов, т.е. счетчиков, а все проблемы, которые мы возлагаем непосредственно на гражданина, как конечного потребителя энергоресурсов, частично решаются самими энергокомпаниями в качестве своеобразной платы за допуск на рынки энергоресурсов, а частично – через более гибкую тарифную политику. Такой подход закреплен в соответствующем национальном законодательстве, в т.ч. антимонопольном. Кроме того, в европейских странах интересы конечного потребителя и в правительстве, и в парламенте отстаивают многочисленные общества защиты прав потребителей.

4 УРОКИ ПРОШЛОГО. За рубежом и в России ПРОБЛЕМЫ С КОММЕРЧЕСКИМ УЧЕТОМ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ СУЩЕСТВОВАЛИ ВО ВСЕ ВПРЕМЕНА И ВО ВСЕХ СТРАНАХ. И БЫЛИ ОНИ ОДИНАКОВЫМИ Цепочка «Установка счетчика – оплата за энергию – энергосбережение» никогда не носила причинно-следственного характера. эти вещи совершенно не связаны между собой В системе КУ электроэнергии никогда не существовал приоритет «чистой» техники. Главным всегда были: «нормативка» и организация. С технической точки зрения все АИИС КУЭ, АСКУЭ – простейшие комплексы. Следует различать понятия «измерения» и «учет»: измерения – сфера инженерная (в т.ч. метрологическая), учет – сфера управленческая («технический учет»), «бухгалтерская» (коммерческий учет) Заинтересованных в «правильном» коммерческом учете НЕТ никого, кроме ГОСУДАРСТВА – того, кто регулирует все отношения. Все попытки представить, что «хороший» («интеллектуальный») счетчик выгоден потребителю – МИФ. Потребителю нужен такой счетчик, какой регламентирован для покупки энергии (без него отключат!) – И НИЧЕГО БОЛЬШЕ. Реальной альтернативы централизованной установке счетчиков у конечных потребителей силами сбытовой (сетевой) компании нет

5 УЧЕТ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ И КОМПАНИЯ ЗА ЭНЕРГОЭФФЕКТИВНОСТЬ «Когда все, кому ни лень, занимаются одной наукой, последняя деградирует. Кибернетика пострадала от своей непомерной популярности. Она стала модной, но мода долго не живет. Лужайку кибернетики вытоптали несметные полчища кибернетчиков разных мастей». Б.В. Вольтер, один из основателей советской кибернетики ПОХОЖЕ НА КОММЕРЧЕСКИЙ УЧЕТ?

6 Система коммерческого учета ОРЭ и РРЭ Система КУ ОРЭ М Система КУ РРЭ Система КУ рынка электроэнергии России г г. Система КУ ЖКХ За г. ?? 2003 г. «Введение» в систему КУЭ оптового рынка Попытки создания целевой модели КУЭ

7 СУЩЕСТВУЮЩЕЕ ПОЛОЖЕНИЕ. Учет на ОРЭМ и РРЭ Система КУЭ на ОРЭМ и РРЭ существует и функционирует достаточно успешно, т.к. выполняет свою главную задачу – вовремя и с высоким качеством поставляет информацию для финансовых расчетов Высокое качество на ОРЭМ подтверждается своевременными расчетами, выполняемыми ОАО «АТС», к которым фактически нет никаких претензий (судебные или досудебные разбирательства носят единичный характер) Иными словами – на ОРЭМ заложены высокие показатели надежности, отсюда и увеличение стоимости системы в целом и её отдельных компонентов Однако существует обоснованная гипотеза, что она в то же время ИЗЛИШНЕ надежна, и есть пути, упрощающие организационный, нормативный и технологический компоненты системы

8 Система коммерческого учета ОРЭ Существующее положение Система КУ оптового рынка Нормативный компонент Технологический компонент Организационный компонент НП «Совет рынка» ОАО «АТС» - ОКУ ОРЭМ Субъекты ОРЭ Независимые ОКУ (очень мало) АИИС КУЭ субъектов ОРЭ ПАК ОАО «АТС» Департамент сбора данных КУ ОАО «АТС» ФЗ «Об электроэнергетике» ФЗ «Об обеспечении единства измерений» Постановления Правительства ( 643) Договор о присоединении Регламенты ОРЭ М

9 Организационные проблемы КУ Регулирование создания АИИС КУЭ (техническое, организационное) Подтверждение соответствия Контроль создания АИИС КУЭ Контроль эксплуатации АИИС КУЭ Потребление информации АИИС КУЭ находятся в одних руках – у коммерческого оператора ОАО «АТС» и его «хозяина» - НП «Совет рынка» Непонятна роль Минэнерго РФ, Минэкономики, ФАС Отсутствие центра ответственности за организацию КУЭ на РРЭ

10 Проблемы нормативного регулирования КУ Все конкретные нормативные требования (технические, организационные) сосредоточены в Договоре о присоединении к торговой системе оптового рынка На РРЭ система нормативного обеспечения до конца не выстроена (так и нет долгожданных «Правил коммерческого учета») Отсутствуют Технические регламенты, обязательные к исполнению по закону «О техническом регулировании» «нормативка» в области метрологии противоречива, недостаточно скоординирована ЭТО ПРОИСХОДИТ, ГЛАВНЫМ ОБРАЗОМ, ВСЛЕДСТВИИ ОТСУТСТВИЯ РАЗДЕЛЕНИЯ ПОНЯТИЙ «УЧЕТ» и «ИЗМЕРЕНИЕ» (т.е. установления так называемых «границ метрологической экспансии»)

11 Как перейти на расчеты с использованием только данных АИИС КУЭ? Как сочетать данные, полученные ИАСУ КУ от АИИС КУЭ, и Акты оборота электроэнергии? Как учитывать данные от двух АИИС КУЭ, получивших Акты соответствия и расположенных по обеим сторонам точки поставки? Как исключить возможность сговора между смежными участниками рынка по часовым объемам в свою пользу? «Эксплуатационные» (практические) проблемы КУ

12 пересмотр ряда требований к АИИС КУЭ: к описанию типа; к содержанию МИ; к методике поверки системы; к внесению изменений описание типа и в МИ в процессе эксплуатации. Например, перечисления заводских номеров СИ в описаниях типа или расчет основной погрешности ИК в буквальном соответствии с требованиями МИ 2999 выглядят просто как обременительная формальность. В отношении последнего примера многие метрологи давно говорят о необходимости определения относительной погрешности в рабочих условиях, т.к. понятие основной погрешности к АИИС КУЭ не применимо. Следует пересмотреть процедуру написания МИ АИИС КУЭ в отношении расчетного определения потерь от точек измерения до точек поставки (алгоритмов вычислений и принимаемых параметров модели сетевых элементов). Представляется целесообразным определить требования к разработке и аттестации двух различных методик, а именно: МИ электрической энергии и мощности с использованием АИИС КУЭ и Методики коммерческого учета электроэнергии на конкретном энергообъекте с использованием конкретной АИИС КУЭ. Это позволило бы разделить области компетенции и ответственности: метрологи отвечают за квалифицированную аттестацию МИ системы, а специалисты по коммерческому учету - за аттестацию методики учета с использованием АИИС КУЭ П роблемы метрологического обеспечения

13 О «метрологическом небалансе» объективно не существующий, как физическая величина, «метрологический небаланс» является результатом бессилия решить техническую (метрологическую) задачу техническими же (метрологическими) методами Поэтому привлекается псевдонаучное обоснование, выражающееся в произвольных и формальных манипуляциях с погрешностями измерений, которое позволяет получить решение способами бухгалтерскими, или, что кажется особенно привлекательным некоторым «рыночникам», - способами якобы экономическими. Мы допускаем, что с помощью узаконенных тем или иным путем математических расчетов и бизнес-процессов можно получить любые цифры, которые превратятся в значения учетных показателей. Но нужно ли это делать столь изощренно сложным способом? существуют иные пути, более простые и логичные для решения такой же простой задачи – какие данные принимать к учету, если в двух смежных АИИС КУЭ результаты измерений для одной и той же точки поставки не совпадают: 1. в нормальном режиме эксплуатации (когда оба АИИС КУЭ метрологически исправны) принимать к учету результат измерений более точный. Точность определяется согласно МИ по сравнению расчетных погрешностей. При метрологическом отказе одной из АИИС КУЭ (в отношении данного ИК) к учету автоматически принимается результат измерений другой системы. 2. идти по пути применения неравноточных измерений (двух ИК)

14 Об определении учетных показателей сетевых компаний – потерь электроэнергии В области метрологического обеспечения АИИС КУЭ сетевых компаний следует, прежде всего, получить ответ на три главных вопроса, без чего невозможны никакие конкретные шаги по корректной оценке потерь в электрических сетях. 1. Могут ли существовать (и существуют ли) принципы, методы и средства прямых и (или) совокупных измерений малых относительных потерь электроэнергии (мощности)? Какие граничные значения потерь можно измерить имеющимися на сегодняшний день средствами измерений с технически достижимыми метрологическими характеристиками? 2. Как метрологически правильно оценить границы неисключенных систематических погрешностей (неопределенностей) совокупного измерения потерь в виде сальдированных показаний счетчиков при известных границах погрешностей каждого ИК? 3. Как корректно определить погрешности косвенного измерения (расчета) потерь на основе прямых измерений? И нужна ли вообще эта процедура при определении учетных показателей на ОРЭМ (РРЭ) или при определении иных учетных данных? Требуется также определить целевую схему расстановки средств измерений, которая позволила бы обеспечить достоверную расчетную оценку потерь, покупаемых сетевой компанией. Особенно важно определиться с этой схемой для распределительных сетевых компаний, имеющих огромное количество точек поставки на границах с потребителями 0,4 – 6 – 10 кВ. По нашему мнению, бесспорным является необходимость создания ИК с «интервальными» микропроцессорными счетчиками на отходящих фидерах 0,4 кВ ТП 6 (10)/0,4 кВ и на вводных распределительных устройствах многоквартирных жилых домов. Не вызывает сомнения, что поставленные теоретические вопросы должны быть решены с помощью активных и пассивных экспериментов в конкретных электрических сетях. В целях определения достоверных оценок технических потерь нужно выполнить комплекс научно – исследовательских и экспериментальных работ по созданию и обоснованию методики расчетно – инструментального определения фактических нагрузочных и условно постоянных потерь, а так же по их включению в прогнозные и фактические балансы сетевых компаний.

15 Проблемы КУЭ на РРЭ 1. Постановление Правительства 530 недостаточно эффективно регулирует отношения между потребителями электроэнергии, сбытовыми, энергоснабжающими и сетевыми компаниями в сфере коммерческого учета. Иными словами, «ответственность» за КУЭ размыта, нет четкого указания, кто обязан создавать ИС (АСКУЭ). 2. Отсутствие механизма привлечения к ответственности субъектов розничного рынка при невыполнении требований правил коммерческого учета. 3. Отсутствие единообразных узаконенных расчетных методов определения учетных показателей в связи с отсутствием измерительных систем (счетчиков) на значительном количестве точек поставки. 4. Отсутствие установленных расчетных методик разнесения показаний счетчиков по отчетным периодам в случае невозможности сбора исходных данных для коммерческого учета с периодичностью, необходимой для определения финансовых обязательств и требований. 5. Отсутствие механизма контроля выполнения правил коммерческого учета и разрешения споров между субъектами розничных рынков. 6. Отсутствие четкой границы между правилами купли/продажи электроэнергии на розничных рынках и правилами поставки коммунальных услуг.

16 Коммерческий учет на розничных рынках Обеспечение формирования достоверной и легитимной информации о фактическом производстве, потреблении электроэнергии и объемах оказанных услуг по её передаче для целей определения взаимных финансовых обязательств и требований субъектов оптового рынка Создание благоприятных условий для развития конкуренции между сбытовыми компаниями (возможность смены сбытовой компании или тарифного плана) Минимизация затрат на создание и эксплуатацию технических средств коммерческого учета Защита интересов конечных потребителей

17 Существующая система нормативных документов, регулирующих отношения в сфере коммерческого учета электроэнергии на розничных рынках Система нормативных документов Нормативныеправовыедокументыобщегохарактера Нормативные технические документы: 1. ПРР (раздел 12) 2. Правила учета электрической Энергии (1993 г.) 3. ГОСТ (ГОСТ Р) 4. МИ (Росстандарта) 5. Регламенты по коммерческому учету на ОРЭМ Документы по организации учета 1.ПРР 2. ППКУ 3. ПНД ПЭ Договоры между субъектами розничных рынков

18 ВЗГЛЯД В БУДУЩЕЕ. ПОСТУЛАТЫ ПОСТУЛАТЫ Коммерческий учет электроэнергии на рынках должен осуществлять НЕЗАВИСИМЫЙ (в смысле отсутствия финансовой заинтересованности в результатах) ОПЕРАТОР – ОКУ (сейчас роль ОКУ исполняет ОАО «АТС»). Необходимо уходить от принципов «самообслуживания» и «согласования каждый с каждым» ОКУ должен финансироваться не напрямую каждым субъектом рынка – участником оборота электроэнергии, а ЦЕНТРАЛИЗОВАНО, через ТАРИФ. КОММЕРЧЕСКИЕ ОКУ НЕ ПРОЙДУТ!! В такой стране, как Россия ОКУ не может быть строго централизованным, а только с минимум двухуровневой структурой

19 ВЗГЛЯД В БУДУЩЕЕ. ТЕОРЕМЫ Лучше всего – вообще не субъекты электроэнергетики. Но организация НОВОЙ СИСТЕМЫ сбора, обработки и передачи данных потребует огромных затрат. Самый логичный кандидат – АПБЭ Если искать среди субъектов электроэнергетики, то видно 3 кандидата: 1)ОАО «АТС» или его дочерняя структура – нужна филиальная сеть 2)ОАО «ФСК ЕЭС» и (или) МРСК или их дочерние структуры – нет опыта, нужен новый технологический комплекс 3)ОАО «СО ЕЭС» – практически готовый технологический комплекс, есть опыт (ФОРЭМ!), есть возможности быстро освоить новые функции. Есть ли желание?? КТО МОЖЕТ ВЗЯТЬ НА СЕБЯ РОЛЬ ОКУ?

20 Немного фантазии Вообще тесная связь учетных и измерительных задач КУЭ, нормативного и технологического компонентов системы, лучше всего видна на примере отношений двух смежных субъектов рынка. По нашему мнению, если рыночное сообщество осознает и примет достаточно обоснованную гипотезу о том, что значение учетного показателя в точке поставки влияет на финансовый результат только этих субъектов и больше никого, такая постановка учетной задачи приведет к единственному логичному решению. А именно: нет никакого причин принуждать «сверху» рассматриваемых субъектов выполнять измерения с высокой точностью, в т.ч. заменять ТТ и ТН. Надо лишь дать право каждому из них в случае недовольства погрешностью существующих средств измерений, изменить состав и (или) качество ИК за свой счет. Регламентации должна подвергаться только информационная надежность – поставка данных КУЭ в информационную систему КО (или ОКУ). Кстати, подтверждением мысли о допустимости на практике произвольного установления точности измерений (вплоть до полной отмены понятия «измерение» вообще) на границе между смежными субъектами рынка служит разрешенное законодательством расчетное определение учетного показателя на РРЭ. В качестве него предписывается брать и некую регулируемую месячную «норму» потребления, и статистические данные. К этой же категории оценок следует отнести и «типовые графики» нагрузок, пусть даже при этом пропорционально им распределяется действительно измеренная энергия. Рассуждая подобным образом, допустимо представить себе такую модель определения учетного показателя, которая либо сводит к минимуму объем МО средств измерений электроэнергии, либо вообще выходит за рамки метрологии. В качестве ещё одной возможной идеи упрощения метрологии КУЭ следует рассмотреть перемещение границ АИИС КУЭ «вниз», вплоть до её эквивалентности измерительному каналу. Действительно, ни здравый смысл, ни действующая нормативная база, ни современные технические средства не препятствуют тому, чтобы счетчик стал «верхним уровнем» системы. В особенности, когда никто не возражает, что собственно измерения заканчиваются счетчиком, т.е. устройством, где происходит конечное аналого-цифровое измерительное преобразование. А дальше мы попадаем в область цифровых каналов связи и «неметрологической» обработки информации.

21 СПАСИБО ЗА ВНИМАНИЕ!