BzBook.ru

Операторы коммерческого учета на рынках электроэнергии. Технология и организация деятельности

Лев Константинович ОсикаОператоры коммерческого учета на рынках электроэнергии. Технология и организация деятельности

Предисловие

Главным содержанием реформы электроэнергетики, основные направления которой приведены в постановлении Правительства РФ от 11.07.2001 г. № 526 «О реформировании электроэнергетики Российской Федерации» [1] и закреплены в Федеральном законе (ФЗ) «Об электроэнергетике», стало совершенствование традиционных и создание новых рынков электроэнергии, а также реструктуризация электроэнергетической отрасли.

Правила оптового рынка электроэнергии регламентируются в настоящее время постановлениями Правительства РФ от 24.10.2003 г. № 643 и от 31.08.2006 г. № 529, а правила розничных рынков – постановлением от 31.08.2006 г. № 530.

Основными результатами реформы на сегодняшний день являются:

создание эффективной инфраструктуры рынков электроэнергии, которая включает в себя системного оператора (СО), [1] администратора торговой системы (АТС), [2] организацию по управлению единой национальной электрической сетью (ЕНЭС); [3]

появление в результате реформирования вертикально интегрированных компаний (АО-энерго) новых организаций электроэнергетики, разделенных по видам бизнеса (генерирующих, сетевых и сбытовых).

В связи с общим направлением рыночных преобразований изменились структура и виды бизнеса «вспомогательных» подразделений электроэнергетики – ремонтных, сервисных, инжиниринговых, научно-исследовательских и проектно-изыскательских организаций. Иными словами, возникла рыночная среда обслуживания основного энергетического производства, которая достаточно успешно преодолела нелегкий организационный период и становится все более «цивилизованной» и капиталоемкой. Следует отметить, что в ней отсутствуют специальные правовые механизмы ограничения рынка, а ее развитие сдерживается только общей политической и экономической ситуацией в стране.

Начало функционирования с 1.11.2003 г. оптового рынка электроэнергии (мощности) в соответствии с постановлением Правительства РФ от 24.10.2003 г. «О правилах оптового рынка электрической энергии (мощности) переходного периода» стало причиной появления еще одной специфической области деятельности – организации и сопровождения коммерческого учета электроэнергии. Вернее, сам коммерческий учет существовал и в дореформенной энергетике, однако в связи с новыми правилами проведения расчетов в финансово-расчетной системе (ФРС) оптового рынка изменились требования к параметрам, качеству и оперативности учета.

В силу этих причин, во-первых, появилась необходимость создания системы коммерческого учета, включая все ее компоненты, и, во-вторых, стала реальной возможность коммерциализации данного вида деятельности.

Естественно, любой вид бизнеса требует приложения усилий на его становление, понимание «правил игры», источников прибыли и затрат и т. д. В случае коммерческого учета все это усугубляется инерционностью существующих экономических и технологических отношений, отсутствием целевого видения конечного результата, неявностью самого предмета бизнеса, нечеткостью позиции РАО «ЕЭС России» и трудно сочетаемыми интересами крупных инфраструктурных организаций (ОАО «СО – ЦДУ ЕЭС», НП «АТС», ОАО «ФСК ЕЭС»).

На сегодняшний день полноценный развитый бизнес [4] существует только внутри одного компонента системы коммерческого учета, а именно – технического. Это относится к созданию комплексов технических средств учета у субъектов рынка, которые известны под названием «автоматизированные информационно-измерительные системы» (АИИС) коммерческого учета электроэнергии (КУЭ). В гораздо меньшей степени подвержены рыночным правилам эксплуатация АИИС КУЭ и собственно коммерческий учет, т. е. система сбора данных, их агрегирования и регистрации.

Обычно самый простой способ оценки возможностей бизнеса и связанных с ним рисков – это изучение опыта других стран со схожими политико-экономическими условиями и принципами построения интересующего нас рынка. Однако в случае оказания услуг по коммерческому учету, понимая под этим термином все, связанное с техническими средствами, регистрацией и предоставлением данных в ФРС, такой подход представляется методически неправильным по следующим причинам.

Самая главная причина состоит в том, что по совокупности своих правил рынки электроэнергии в различных странах резко отличаются друг от друга. По сути, общим для них является только основополагающий принцип разделения потенциально монопольных и потенциально конкурентных видов деятельности в энергетике, а также перечень этих видов деятельности. [5] Соответственно, достаточно сильно отличаются от рынка к рынку и требования к коммерческому учету, что предопределяет и сам предмет бизнеса.

Вторая причина тоже хорошо известна: даже при формально одинаковых правилах рынка какого-либо товара или услуги в России и иной стране мира реалии его функционирования в России делают неприемлемыми «по жизни» подходы и прогнозы чужого опыта, перенесенные «на нашу почву».

Третья причина заключается в особенностях нашей энергетики, являющихся следствием вертикально интегрированного развития и доминирующего положения сначала государства, затем – РАО «ЕЭС России» (в котором государство владеет решающим голосом), территориального фактора и объемностью электрохозяйства единой энергетической системы (ЕЭС).

Поэтому в данной книге основное внимание уделено именно месту коммерческого учета на рынке электроэнергии России (в его переходной и целевой моделях). Из правил рынка следуют явные и неявные требования к организации деятельности в сфере коммерческого учета, а из функций участников данного процесса – возможности организации бизнеса.

Все сделанные в книге выводы основаны на практике функционирования системы коммерческого учета оптового и розничного рынков. При этом учтен опыт сбора, обработки и предоставления коммерческой информации, накопленный в Центре сбора коммерческой информации ЗАО «ЦДР ФОРЭМ», в департаменте сбора данных коммерческого учета НП «АТС» и других организациях.

В книге также приведен зарубежный опыт функционирования структур, оказывающих платные услуги в сфере измерений и учета электроэнергии, газа и воды. При этом следует отметить, что российский термин «оператор коммерческого учета» (ОКУ) соответствует англоязычному термину «meter operator» (MO). Это объясняется исторически возникшей в нашей стране путаницей понятий «учет» и «измерение» [2], которая до сих пор мешает правильной постановке и решению ряда измерительных задач.

Для эффективного ведения бизнеса ОКУ и субъектов рынка, вынужденных осуществлять сбор и обработку большого объема измерительной и учетной информации, необходимы современные решения по техническим средствам измерений, связи и IT-обеспечению. Поэтому при описании опыта осуществления коммерческого учета в России и за рубежом приводится характеристика некоторых решений в данной области.

Глава 1 МИССИЯ, ЦЕЛИ И ЗАДАЧИ ОКУ

Опыт функционирования оптового рынка электроэнергии с 2003 г. и ряд проблем, возникающих при взаимодействиях субъектов розничных рынков, указывают на существование принципиального конфликта интересов поставщиков, покупателей, сетевых и сбытовых организаций в сфере коммерческого учета объемов товарной продукции и услуг. С одной стороны, этот конфликт обусловлен объективными технологическими причинами, связанными с наличием точек в электрической сети («точек поставки»), значения перетоков электроэнергии через которые служат основанием для определения обязательств и требований как минимум двух субъектов рынка. С другой стороны, выделение из вертикально интегрированных АО-энерго сетевых и сбытовых компаний привело к необходимости решения множества организационных вопросов при информационном обмене в условиях отсутствия до конца проработанной нормативно-правовой базы.

На сегодняшний день наибольшее количество конфликтов возникает при определении полезного отпуска электроэнергии конечным потребителям розничного рынка за отчетный период (месяц) и формировании такого показателя, как коммерческие потери, источником которых служат безучетное и бездоговорное потребление. Более благоприятная картина наблюдается на оптовом рынке, однако и там время от времени выявляются негативные тенденции – умышленное искажение данных в интересах того или иного субъекта рынка.

Одним из путей решения такого «информационного» конфликта, по мнению ряда специалистов, является наличие независимого оператора, который бы мог поставлять объективные коммерческие данные всем заинтересованным сторонам. Правда, сам статус этого оператора изменяется в зависимости от того, будет ли его деятельность конкурентной или монопольной. Возможности создания единого (монопольного) ОКУ оптового рынка рассматривались в период подготовки к рыночным преобразованиям, однако такой подход был отвергнут, и частично его роль сейчас выполняет НП «АТС». В то же время начался процесс возникновения ОКУ, осуществляющих в той или иной степени конкурентную деятельность по оказанию информационных услуг на отдельных территориях или в рамках мощных трансрегиональных сбытовых компаний.

Отдельного разговора заслуживает возможность оказания ОКУ услуг биллинга, [6] который сейчас является одной из функций сбытовых организаций. Это опять-таки связано с единой сквозной технологией цепочки «сбор данных – их обработка – регистрация – выписывание счетов – доставка счетов абонентам».

В книге анализируется возможность создания бизнеса, целевым образом связанного с коммерческим учетом электроэнергии на оптовом и розничных рынках. Данный вид бизнеса за рубежом, например, в Великобритании называют «измерительным бизнесом», что не совсем корректно, т. к. собственно измерения составляют только часть тех функций, которые может на коммерческой основе выполнять субъект бизнеса – ОКУ.

В соответствии с имеющимся международным и российским опытом дадим следующее определение.

Оператор коммерческого учета – это независимая, неаффилированная с субъектами оптового и розничного рынков организация, оказывающая услуги юридическим лицам по обеспечению НП «АТС», других субъектов оптового и розничного рынков коммерческой информацией, необходимой для осуществления финансовых расчетов в соответствии с правилами работы рынков электроэнергии. ОКУ может осуществлять и иные виды деятельности в соответствии с российским законодательством и правилами рынков.

Миссия ОКУ – являться гарантом достоверности коммерческой информации и ее соответствия требованиям действующих нормативных документов, т. е. легитимности информации. Цель ОКУ заключается в развитии достаточно доходного бизнеса, связанного с оказанием услуг по получению коммерческой информации, ее обработке и передаче заранее назначенному адресату.

На ОКУ в зависимости от схемы его работы возлагается задача предоставлять НП «АТС», другим субъектам оптового и розничного рынков в установленные сроки все необходимые данные для выписывания счетов за поставленную товарную продукцию (электроэнергию, мощность) и дополнительные оплачиваемые системные услуги.

Легитимность коммерческой информации ОКУ должна быть обеспечена путем:

сбора данных неавтоматизированных и автоматизированных измерительных систем, предназначенных для целей коммерческого учета электроэнергии;

применения современных высокоэффективных IT-решений при централизованном сборе и обработке информации, т. е. при интеграции АИИС КУЭ в корпоративные информационные системы (КИС);

достоверизации данных коммерческого учета различными методами (общие руководящие указания по методике достоверизации данных коммерческого учета должны быть разработаны применительно к оптовому и к розничному рынкам);

надзора за эксплуатацией и техническим обслуживанием аппаратуры и цепей (или их части) измерительных комплексов средств коммерческого учета, включая устройства сбора и передачи данных (УСПД);

постоянного надзора за сохранностью устройств безопасности аппаратных и программных средств с целью предотвращения несанкционированного доступа к системам сбора коммерческой информации;

контроля соблюдения метрологических требований к измерениям товарной продукции (проведение измерений в соответствии с аттестованными Методиками выполнения измерений (МВИ), контроль за выполнением поверок аппаратуры измерительных каналов и в целом нижних уровней иерархии АИИС КУЭ и т. д.).

Так как сфера деятельности ОКУ в условиях существующей модели рынка не регулируется государством и поэтому является конкурентной, возникает необходимость оценки соответствующих видов бизнеса для целей прогноза его эффективности в целом и инвестиционной привлекательности.

Реализация бизнеса ОКУ не имеет географических ограничений. В условиях существующей нормативно-правовой базы и сложившегося положения на оптовом и розничном рынках электроэнергии функции ОКУ выполняются всеми генерирующими компаниями, сбытовыми и (или) сетевыми организациями там, где происходит оплата обязательств и требований, связанных с обращением электроэнергии. Особое значение имеют функции ОКУ при распределении и отпуске электроэнергии конечным потребителям от централизованных систем электроснабжения, в т. ч. в процессе взаимодействия распределительных сетевых компаний и конечных потребителей на розничном рынке.

Виды деятельности ОКУ по информационному обеспечению субъектов рынка могут быть весьма разнообразны. Кроме ответственности за представление коммерческих учетных показателей на него могут быть возложены практически все обязанности по энергосбытовой деятельности на розничном рынке, а также создание, модернизация и эксплуатация систем коммерческого и технического учета, в т. ч. АИИС КУЭ.

Информационное поле ОКУ в системе оптового и розничных рынков электроэнергии показано на рис. 1.1.

Операторы коммерческого учета на рынках электроэнергии. Технология и организация деятельности Глава 1 МИССИЯ, ЦЕЛИ И ЗАДАЧИ ОКУ.

Рис. 1.1. ОКУ в системе оптового и розничных рынков электроэнергии.

Оказание ОКУ услуг по выполнению широкого круга информационных задач особенно выгодно распределительным сетевым компаниям, имеющим огромное количество конечных потребителей и сталкивающимся с трудно решаемыми проблемами определения и снижения коммерческих потерь электроэнергии. Кроме того, на сетевые организации возложена «ответственность» за потери, которая выражается в необходимости оплаты сверхнормативных потерь и потерь, не учтенных в узловых ценах при расчетах на оптовом рынке. Недалек тот день, когда сетевые организации будут покупать потери в часовом режиме, что потребует особого подхода ко всей системе коммерческого учета на границах с конечными потребителями. Поэтому поиск новых организационных форм выполнения учетных операций в сетях неизбежно приведет к таким специализированным организациям, как ОКУ.

Глава 2 НОРМАТИВНО-ПРАВОВЫЕ ПРЕДПОСЫЛКИ КОНКУРЕНТНОЙ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ. ИСТОРИЧЕСКАЯ СПРАВКА И СУЩЕСТВУЮЩЕЕ ПОЛОЖЕНИЕ

Для организации любого бизнеса одним из самых животрепещущих вопросов является изучение правового поля будущей деятельности. Бизнес в сфере коммерческого учета имеет ту особенность, что он неразрывно связан как с техническими средствами получения коммерческой информации (в т. ч. в большинстве случаев – с измерительными системами), так и с элементами ее доставки и регистрации. Кроме того, он сильно зависит от постоянно меняющихся требований оптового рынка, изложенных не в нормативных правовых документах, а в договоре о присоединении к торговой системе с многочисленными регламентами.

«Учет» – это очень распространенный термин, который в обыденном сознании применительно к электроэнергетике чаще всего связывается с определением количества отпущенной или потребленной электрической энергии и платой за нее. Учет, система учета ассоциируются у неспециалистов с прибором учета, счетчиком, и часто «образ» этого счетчика мешает увидеть всю проблему целиком, во всем многообразии экономических, технических, юридических и чисто человеческих отношений, возникающих в обществе при функционировании энергетической отрасли [2]. В дальнейшем мы будем разделять термины «измерение» и «учет», в т. ч. и с точки зрения видов бизнеса, основываясь на нижеследующем.

Очевидно, что система коммерческого учета электрической энергии должна быть адекватна экономическим отношениям, складывающимся в стране. Действительно, в условиях административно-командной экономики в СССР расстановка счетчиков и еще редких тогда автоматизированных систем коммерческого учета электроэнергии (АСКУЭ) организация съема их показаний, выставление финансовых требований полностью удовлетворяли потребностям финансовых расчетов согласно действующему меню тарифов. При этом нормативно-правовое регулирование позволяло осуществлять необходимый денежный оборот между всеми участниками единого процесса производства, преобразования, передачи, распределения и потребления электроэнергии и обеспечивало их функционирование. Однако многие экономические проблемы трактовались с позиций политики, что не могло не сказаться на отношении к учету как к чему-то второстепенному и очень простому по сравнению с технологией промышленного производства, что приводило к главному негативному последствию – финансированию его развития по остаточному принципу.

Становление рыночных отношений в России неизбежно привело общество к пониманию того, что электрическая энергия – это товар, за который нужно обязательно платить, причем платить по его рыночной стоимости. Тем не менее в переходный период 90-х годов прошлого века «рыночность» обращения электрической энергии проявлялась слабо, с оговорками, цены продавцов и покупателей складывались зачастую под влиянием политических причин, имело место достаточно сильное (но недостаточно эффективное) государственное тарифное регулирование. В этих условиях система коммерческого учета неизбежно также стала носить «переходный характер». С одной стороны, увеличение тарифов заставило некоторых продавцов и покупателей начать модернизацию технических средств коммерческого учета, пристальное внимание стало уделяться юридической стороне расчетов за товарную продукцию. С другой стороны, монопольное положение РАО «ЕЭС России» как энергоснабжающей организации и произвол местных администраций позволяли решать все конфликты по платежам «нерыночными» административными методами, что снижало потребность в современной и объективной системе коммерческого учета.

Только начавшаяся в 2003 г. после выхода ФЗ «Об электроэнергетике» реформа заставила рыночное сообщество приступить к разработке и осуществлению проекта адекватной происходящим преобразованиям системы учета оптового рынка. Согласно ст. 33 этого закона организация системы измерений и сбора коммерческой информации возложена на администратора торговой системы оптового рынка, функции которого на сегодняшний день выполняет НП «АТС». Однако внедрение новой системы учета встречается со многими трудностями организационного и юридического характера. И это связано в основном с неразвитостью существующей нормативно-правовой базы, а также с пережитками «правового нигилизма» как самих энергетиков, так и их партнеров по бизнесу.

Главными теоретическими и практическими проблемами в сфере коммерческого учета электроэнергии остаются проблемы определения «правильных» мест отчуждения товарной продукции и «правильных» способов измерения отчужденной продукции в соответствии с физическими процессами, происходящими в электроэнергетической системе, а также легитимных способов регистрации информации согласно законодательству о бухгалтерском учете.

Анализ показывает, что в большинстве действующих документов, во-первых, нет указания, где должно происходить отчуждение товарной продукции при совершении торговых операций, а во-вторых, отсутствуют критерии измерения (учета) этого отчуждения и обоснованные требования к точности измерений и к топологии схем измерений. Упоминание о том, где происходит передача прав собственности на товарную продукцию в ценовых зонах оптового рынка электроэнергии переходного периода, содержится в явном виде только в договоре о присоединении к торговой системе оптового рынка.

В Гражданском кодексе (ГК) РФ говорится о необходимости «обеспечения учета потребления энергии» при заключении договора энергоснабжения (ст. 539). Количество поданной (потребленной) энергии определяется «в соответствии с данными учета» (ст. 541). Статья 544 ГК устанавливает, что «абонентом оплачивается фактически принятое количество энергии в соответствии с данными учета энергии, если иное не предусмотрено законом, иными правовыми актами или соглашением сторон». Таким образом, закон ссылается на «учет», не раскрывая сути данного понятия, и санкционирует его нормирование в правовых актах меньшей юридической силы или в договорных отношениях субъектов рынка.

Самые общие требования к «коммерческому учету» в электроэнергетике, в т. ч. и на оптовом рынке электроэнергии, содержатся в ФЗ «Об энергосбережении», принятом Государственной Думой РФ 13.03.1996 г. В ст. 11 этого закона сказано: «Весь объем добываемых, производимых, перерабатываемых, транспортируемых, хранимых и потребляемых энергетических ресурсов с 2000 г. подлежит обязательному учету. Очередность и правила оснащения организаций приборами для расхода энергетических ресурсов, а также правила пользования электрической и тепловой энергией … устанавливаются в порядке, определяемом Правительством РФ. Учет потребляемых энергетических ресурсов осуществляется в соответствии с установленными государственными стандартами и нормами точности измерений».

Основы практической реализации данных требований содержатся в Законе РФ «Об обеспечении единства измерений», принятом Верховным Советом РФ 27.04.1993 г. Важнейшим для «коммерческого учета» положением закона является распространение государственного метрологического контроля и надзора на «торговые операции и взаимные расчеты между покупателем и продавцом. » (ст. 13). В ст. 12 указаны виды государственного метрологического контроля и объекты государственного метрологического надзора, среди которых отметим «количество товаров, отчуждаемых при совершении торговых операций». Следует упомянуть еще одно важное положение закона, которое часто игнорируется в практике измерений для целей коммерческого учета. Речь идет о необходимости разработки и аттестации Методик выполнения измерений (ст. 9), что также входит в сферу государственного метрологического надзора (ст. 17).

«Правила оптового рынка электроэнергии (мощности) переходного периода», введенные постановлением Правительства от 24.10.2006 г. № 643 (с последующими изменениями; последняя редакция приведена в постановлении Правительства от 31.08.2006 г. № 529) подтверждают функции НП «АТС» как организатора системы измерений и сбора информации для целей коммерческого учета. Однако в них не содержится требований к техническим средствам учета, порядку разработки АИИС КУЭ, ее надежности, а также к оформлению различной документации. На сегодняшний день непосредственно коммерческого учета касаются: регламент № 11 (приложение к договору о присоединении к торговой системе) и Приложения 11.1-11.6 к «Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка». Полный текст упомянутого положения и договора со всеми приложениями можно найти в Интернет на сайте НП «АТС» www.np-ats.ru.

В отличие от оптового рынка, на розничном рынке все требования к коммерческому учету даны непосредственно в «Правилах функционирования розничных рынков электрической энергии в переходный период реформирования электроэнергетики» (ПРР), введенных постановлением Правительства от 31.08.2006 г. № 530. В них же сделаны ссылки на подлежащие разработке «Правила коммерческого учета на розничных рынках», которые должны быть введены Приказом Минпромэнерго России не позднее шести месяцев со дня вступления в силу упомянутого постановления Правительства.

Следующим по силе действующим нормативным актом, определяющим общие требования к организации учета электроэнергии, являются «Правила учета электрической энергии» (в дальнейшем – «Правила учета»), зарегистрированные в Минюсте России 24.10.1996 г. под № 1182. В настоящее время «Правила учета» во многом устарели, однако сохраняют свое значение как ценный методический документ. Из пп. 2.1, 2.3, 2.5, 3.2 этого документа следует, что «учет» рассматривается здесь и как некий процесс, происходящий на основе измерений электрической энергии, и как синоним термина «измерение». Требования же к размещению измерительных комплексов формулируются следующим образом: «Учет активной и реактивной энергии и мощности. для расчетов между энергоснабжающей организацией и потребителем производится, как правило, на границе балансовой принадлежности электросети».

Из последней формулировки можно сделать вывод, что в данном вопросе «Правила учета» предназначены исключительно для регулирования отношений на розничном рынке, т. к. оптовый рынок электрической энергии (мощности), в т. ч. ФОРЭМ, [7] не предусматривает субъекта, выполняющего функции энергоснабжающей организации. Кроме того, помимо потребителей (оптовых) в качестве субъектов на оптовом рынке функционируют оптовые поставщики – электрические станции. Рассматриваемый документ также в силу условий своего создания не может регулировать коммерческий учет на оптовом рынке электроэнергии переходного периода из-за принципиально новых условий ценообразования, планирования и отчетности, о чем будет сказано в последующих разделах.

Другие нормативные документы, касающиеся коммерческого учета электроэнергии, не зарегистрированы в Минюсте России и поэтому имеют более низкий статус. Среди них первостепенную роль играет утвержденная Главгосэнергонадзором РФ «Типовая инструкция по учету электроэнергии при ее производстве, передаче и распределении. РД 34.09.101-94» [3] (в дальнейшем – «Типовая инструкция»). Она распространяется на электроустановки Минэнерго России и «может быть использована другими ведомствами».

Как показывает изучение и практика применения данного документа, его главными задачами являются регламентация измерений для составления балансов электроэнергии применительно к системе корпоративной отчетности РАО «ЕЭС России» и ведомственной отчетности Минэнерго России, а также установление правил «расчетного (коммерческого) учета» для расчетов с потребителями на розничном рынке. В этом смысле «Типовую инструкцию» правильнее было бы охарактеризовать как «инструкцию по составлению балансов». Несмотря на декларацию о распространении цели учета также на оптовый рынок, содержащуюся в п. 1.1 документа, в нем нигде в дальнейшем не учтена специфика расчетов на ФОРЭМ. В «Типовой инструкции» так же, как в «Правилах учета», под «учетом» понимается и процесс (например, п. 1.1), и совокупность измерительных комплексов (п. 2.11).

Документ не содержит целостной концепции размещения измерительных комплексов средств коммерческого учета. Тем не менее в нем впервые установлена важная норма, косвенно влияющая на требования к расположению точек учета, а именно: «Дри определении количества электроэнергии по показаниям счетчиков учитываются только коэффициенты трансформации измерительных трансформаторов. Введение других поправочных коэффициентов не допускается». В части требований к установке счетчиков для расчетов между энергоснабжающей организацией и потребителем на розничном рынке «Типовая инструкция» ссылается на действующие Правила устройства электроустановок (ПУЭ) (шестое издание) [4], где этот вопрос решается в соответствии с вышеупомянутой рекомендацией «Правил учета».

При подготовке седьмого издания ПУЭ главы 1.5 «Учет электроэнергии» и 1.6 «Измерения электрических величин» были существенно переработаны, согласованы в установленном порядке и подготовлены к утверждению Минэнерго России, но не утверждены: как известно, после принятия в июле 2003 г. ФЗ «О техническом регулировании» утверждение новых нормативных документов было приостановлено. Поэтому в настоящее время продолжают действовать устаревшие главы ПУЭ шестого издания.

И в ПУЭ, и в дословно повторяющей их соответствующие пункты «Типовой инструкции» содержатся требования к установке расчетных счетчиков на электростанциях, абсолютно не адекватные складывающимся рыночным отношениям. Почему-то считается, что финансовый расчет за отпущенную электростанцией электроэнергию должен происходить не по показаниям измерительных комплексов, установленных на всех отходящих линиях, а путем вычисления отпуска с шин по показаниям приборов, установленных на генераторах и на трансформаторах собственных нужд (см. «Акт о составлении баланса электроэнергии на электростанции» в Типовой инструкции). При этом продолжается следование логике «Инструкции по учету электроэнергии в энергосистемах», вышедшей еще в 1951 г., в примеч. 1 к § 15 которой говорилось: «Суммарный отпуск энергии в сеть всех напряжений определяется как разность выработанной энергии и собственным расходом энергии…» И далее в § 16: «Дри составлении баланса электроэнергии на станции потери электроэнергии в трансформаторах и реакторах станции отдельно не учитываются и входят в общую величину энергии, отпущенной с шин станции». Хотя совершенно ясно, что в условиях рынка следует платить собственнику электростанции за энергию «нетто», возложив на него самого ответственность за все издержки производства. Данный подход подтверждается утвержденными ФЭК 6.05.1997 г. «Временными методическими указаниями по формированию и применению двухставочных тарифов на федеральном (общероссийском) оптовом рынке электроэнергии и мощности (ФОРЭМ)».

В настоящее время принят уже другой подход, основанный на том, что генерирующая компания – субъект оптового рынка – продает «чистую» выработку на выводах генераторов, а покупает все свои собственные нужды (включая потери в автотрансформаторах связи распределительных устройств различных напряжений). При этом остается много вопросов по соответствию измерений электроэнергии группам точек поставки (ГТП) генерации и потребления.

Что касается расположения точек коммерческого учета в электрических сетях, то «Типовая инструкция» и ПУЭ полностью игнорируют наличие присоединенных к ним электрических станций – субъектов оптового рынка: как станций, принадлежащих РАО «ЕЭС России», так и станций других собственников, например, атомных станций.

Попытки исправить вышеназванные недостатки действующих нормативных документов в области коммерческого учета были предприняты органами администрирования торговой системой оптового рынка – вначале РДЦ ФОРЭМ, который входил в состав ЦДУ ЕЭС России, а затем ЗАО «ЦДР ФОРЭМ». [8]

Во «Временном положении об организации коммерческого учета электроэнергии и мощности на Федеральном оптовом рынке электроэнергии», утвержденном ЦДУ ЕЭС России 19.07.1997 г. (в настоящее время отмененном), к схеме расстановки измерительных комплексов впервые были предъявлены три основных требования.

1.  «Субъекты ФОРЭМ… взаимно согласовывают схему размещения приборов коммерческого учета на энергообъектах… с учетом границ балансовой принадлежности оборудования и взаимных интересов сторон…Схемы размещения приборов учета…должны быть неотъемлемой частью договоров субъектов ФОРЭМ» (п. 2.2).

2. «В целях обеспечения договорных интересов субъектов рынка, точного определения потерь и взаимного резервирования счетчиков на линиях обмена электроэнергией и мощностью субъекты рынка должны устанавливать счетчики на обоих концах линий» (п. 2.3).

3.  «В случае установки приборов учета не на границе балансовой принадлежности электросетей субъектов ФОРЭМ потери электроэнергии на участке сети от границы до места установки приборов учета относятся на счет субъекта, на балансе которого находится указанный участок сети. Процент потерь электроэнергии в сетях от места установки приборов учета до границы раздела сети определяется расчетным путем субъектами ФОРЭМ совместно и указывается в договоре» (п. 2.3).

Эти требования полностью соответствовали ГК и при урегулировании размещения точек учета сочетали приоритет договорных отношений при контроле органа администрирования торговой системой с обязательной установкой счетчиков на обоих концах «линий обмена электроэнергией».

Дальнейшее развитие принципы расстановки средств коммерческого учета для измерений объемов оборота товарной продукции субъектов оптового рынка получили в «Положении об организации коммерческого учета электроэнергии и мощности на оптовом рынке», утвержденном РАО «ЕЭС России» 12.10.2001 г. (в дальнейшем – «Положение»).

На основе новой терминологии были уточнены требования «Временного положения», которые (раздел 3.2) стали выглядеть следующим образом.

1.  «Схема расстановки технических средств коммерческого учета определяется проектом АСКУЭ и находит отражение в договорах».

2.  «Системы коммерческого учета (в т. ч. АСКУЭ) субъектов рынка должны создаваться таким образом, чтобы сечения поставки и сечения учета для них совпадали, а на каждую зону поставки приходилось две зоны учета по обе стороны зоны поставки.

Данное требование необходимо реализовать в целях резервирования средств коммерческого учета, контроля достоверности информации и возможности расчетного определения потерь в элементах сети.

Сечения поставки и учета могут не совпадать, а субъект оптового рынка может иметь только одну зону учета, что отражается в договорах поставки, утвержденных Оператором торговой системы оптового рынка».

Рассматриваемое «Положение» по сравнению с «Временным положением» ввело важное дополнительное требование: «В целях достоверизации показаний приборов учета на элементах сети, входящих в сечение поставки, на остальных присоединениях системы шин (секции), от которой отходят данные элементы сети, должны устанавливаться измерительные комплексы средств технического учета для составления баланса по системе шин (секции) не реже одного раза в месяц». В целом следует признать рассмотренные принципы расстановки измерительных комплексов правильными и обоснованными. К сожалению, после начала функционирования оптового рынка переходного периода в условиях массового внедрения АИИС КУЭ эти принципы стали игнорироваться – исходя из минимизации затрат на получение статуса субъекта рынка.

Представляет интерес документ, касающийся расстановки измерительных комплексов для расчетов на розничном рынке, который был утвержден приказом Минэнерго России от 27.03.2002 г. № 96. Он называется «Рекомендации по организации согласованного расчетного учета электроэнергии между энергоснабжающей организацией и энергоемкими потребителями». Письмом от 18.04.2002 г. № 06/3675-НД Минюст России указал, что документ носит технический характер и не нуждается в государственной регистрации.

В нем, по сути, повторяется сопровождаемый подробностями организационного и технического характера принцип производства измерений для целей коммерческого учета с обеих сторон зоны поставки, изложенный в «Положении» для оптового рынка. Этот принцип четко изложен в п. 2.2: «Системы устанавливаются на обоих концах сети, связывающей энергоснабжающую организацию и потребителя электроэнергии». По непонятным причинам «согласованный расчетный учет» провозглашается «эффективным» для энергоемких потребителей с установленной мощностью не менее 50 МВт, питающихся на напряжении 110 кВ и выше.

«Учет» рассматривается в «Рекомендациях» как процесс, происходящий с информацией, полученной от измерительных комплексов средств учета (п. 2.1): «Учет электроэнергии осуществляется на основе получаемой измерительной информации от энергоснабжающей организации и от энергоемкого потребителя». Заложенные в данном документе принципы нашли отражение в ПРР.

Как упоминалось выше, на сегодняшний день все практические вопросы коммерческого учета на оптовом рынке в ценовых зонах регулируются приложениями к договору о присоединении к торговой системе оптового рынка. В них вводятся понятия точек поставки, ГТП и точек измерений, соответствие между которыми строго не установлено.

Вне ценовых зон оптового рынка те же требования к коммерческому учету предъявляются к субъектам регулируемого сектора оптового рынка в виде приложений к договорам на оказание услуг ЗАО «ЦФР». [9]

Исходя из вышесказанного можно сделать следующие выводы: ни один из нормативных документов по коммерческому учету электроэнергии, разработанных Минэнерго России или РАО «ЕЭС России» (включая ПУЭ), в части регламентации расстановки измерительных комплексов не соответствует требованиям оптового рынка. Все они регулировали отношения в сфере учета на розничном рынке до выхода постановления Правительства от 31.08.2006 г. № 530 и в настоящее время требуют либо отмены, либо существенной корректировки;

содержание этих документов представляет собой изложение правил измерения электроэнергии для целей составления балансов, отвечающих формам ведомственной (Минэнерго России) или корпоративной (РАО «ЕЭС России) отчетности;

действующие регламенты оптового рынка (приложения к договору о присоединении к торговой системе, разработанные НП «АТС») и «Положение о порядке получения статуса субъекта оптового рынка» дают лишь общие декларативные требования к схеме расстановки измерительных комплексов. В них отсутствует целевая концепция измерений для целей коммерческого учета. Не рассматриваются возможности косвенных измерений. Нет рекомендаций по критериям соответствия схем установки измерительных трансформаторов, использующихся в качестве первичных датчиков для коммерческих измерений электроэнергии, и схем первичных соединений электрических станций и подстанций;

во всех без исключения документах наблюдается путаница в употреблении слова «учет». Как было показано ранее, «учет» используется и в качестве синонима слова «измерение», и как обозначение действия (по глаголу «учесть – учитывать») или процесса, использующего данные измерений. Стоит еще раз упомянуть и о том, что в обиходе «учетом» часто называют собственно счетчик.

Другой не менее актуальной юридической проблемой, в особенности для потребителей на оптовом и розничных рынках, является обоснование требований устанавливать и содержать технические средства коммерческого учета за счет субъекта рынка. Иными словами, потребитель хочет знать, положениями каких документов он принуждается к затратам на создание АИИС КУЭ или иных систем, а также по их эксплуатации, включая ремонт, поверки средств измерений, разработку и аттестацию МВИ. Анализ действующих нормативно-правовых актов в данной области позволяет сделать вывод, что явная диспозитивная норма по рассматриваемой проблеме имеется только для субъектов оптового рынка. Данная норма содержится в постановлении Правительства от 24.10.2003 г. № 643. Сторона, в обязательном порядке устанавливающая за свой счет измерительные системы коммерческого учета для расчетов на розничном рынке, однозначно определена в ПРР только при новом технологическом присоединении к электрической сети. Это потребители и генерирующие источники. При существующем подключении их к электрической сети вопросы оснащения точек поставки средствами учета и реконструкции измерительных систем являются предметом договорных отношений.

Таким образом, бизнес в сфере коммерческого учета должен учитывать несколько принципиальных обстоятельств.

1. В существующих нормативно-правовых документах деятельность в сфере коммерческого учета электроэнергии не признана монопольной и подлежащей государственному регулированию. Следовательно, здесь открываются условия для существования конкурентного рынка.

2. НП «АТС» на законодательном уровне признается организатором системы измерений и сбора данных коммерческого учета на оптовом рынке, но отсюда не следует, что оно должно осуществлять соответствующую деятельность.

3. Ни в одном нормативном правовом документе нет упоминания о месте перехода прав собственности на электрическую энергию (мощность), что затрудняет не только создание корректной системы коммерческого учета, но и создает дополнительные риски для бизнеса в этой сфере.

4. Одним из самых главных вопросов коммерческого учета является соотношение точек учета и групп точек поставки. Постоянно меняющиеся границы собственности и модели рыночных отношений вносят неопределенность в технологию бизнеса.

5. Все существенные практические правила в сфере коммерческого учета на оптовом рынке задаются договором о присоединении к торговой системе, который может быть изменен НП «АТС» по определенной процедуре, но в одностороннем порядке.

6. Организация коммерческого учета на розничном рынке регулируется «Правилами функционирования розничных рынков электрической энергии в переходный период реформирования электроэнергетики», а также неотмененными нормами ГК, ПУЭ, ведомственными документами, договорными отношениями и обычаями делового оборота.

Глава 3 ПРЕДМЕТ КОНКУРЕНТНОЙ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ

КОММЕРЧЕСКИЙ учет и учетная политика на оптовом и розничном рынках электроэнергии

Определяющим предметом бизнеса ОКУ является коммерческий учет, поэтому необходимо более подробно остановиться на всех аспектах учета, определяемых соответствующей учетной политикой субъектов рынка.

Учетная политика субъектов рынка

Одной из главных технологических проблем работы продавцов, покупателей и сетевых компаний на любом из существующих рынков электроэнергии является проблема организации коммерческого учета, под которым подразумевается взаимосвязанный процесс получения, отображения и регистрации информации о движении товарной продукции с целью проведения финансовых расчетов за нее с использованием установленных государственными органами методик и форм документов [2]. Информацией для коммерческого учета могут служить результаты измерений или иные предусмотренные нормативными документами [10] и договорами данные (например, статистические), размерность которых определяется регламентированным натуральным измерителем.

Технический учет представляет собой процесс получения, отображения и регистрации информации для целей государственной, ведомственной и корпоративной отчетности, а так же для удовлетворения требований менеджмента компании (например, потребителя, энергосбытовой, сетевой или генерирующей компании). Статистическая техническая отчетность чрезвычайно важна для планирования режимов работы технологического оборудования, определения технико-экономических показателей, экономического анализа инноваций, финансового анализа работы участника рынка и т. д.

По аналогии с теорией бухгалтерского учета определим учетную политику как набор публично заявленных методик и форм ведения коммерческого и технического учета (включая бухгалтерский учет), а также конкретных способов сбора необходимой информации исходя из установленных правил работы рынка, особенностей деятельности органа администрирования торговой системы, требований производственной необходимости и контролирующих органов.

Субъектами учетной политики являются юридические лица – субъекты оптового и розничного рынков: администратор торговой системы оптового рынка, органы администрирования торговых систем розничных рынков, [11] участники обращения электрической энергии, сетевые компании. Объект учетной политики представляет собой сферу обращения электрической энергии (мощности) – оптовый или розничный рынок, потребитель, энергосбытовая компания, генерирующая компания, сетевая компания.

Учетную политику следует формулировать, ориентируясь на конкретные субъекты и объекты учетной политики и основываясь на принципах:

соответствия действующим и перспективным правилам работы оптового и розничного рынков, другим нормативно-правовым актам, техническим регламентам и (в специально оговоренных случаях) – национальным стандартам, стандартам отрасли, корпорации, предприятия;

создания условий полного информационного обеспечения стратегии и тактики субъекта учетной политики в сфере внешних товарно-денежных отношений, связанных с электрической энергией (мощностью);

создания условий для полного информационного обеспечения процесса планирования объемов внутреннего обращения электрической энергии (мощности) субъекта учетной политики в соответствии с требованиями внутренних производственно-экономических и финансовых отношений этого субъекта;

обеспечения регистрации фактических объемов внутреннего обращения электрической энергии (мощности) субъекта учетной политики в формах и в сроки, обусловленные требованиями внутренних производственно-экономических и финансовых отношений этого субъекта;

открытости, гибкости, универсальности по отношению к внешним и внутренним влияющим факторам политического, экономического, финансового и производственного характера;

оптимальности технического воплощения в системах коммерческого учета с обязательной ориентацией на квалифицированный перспективный прогноз всех факторов, влияющих на учетную политику.

При разработке учетной политики должны быть приняты во внимание интересы государства (налоговая политика, формы государственной статистической отчетности), интересы субъектов Федерации (территориальная налоговая политика, формы территориальной статистической отчетности), интересы отрасли (формы внутриведомственной отчетности), субъектов рынка (бухгалтерский учет у субъектов рынка, внутрифирменная отчетность, отчетность предприятия, задачи управления и т. д.). Учетная политика предусматривает наличие определенного набора учетных показателей, т. е. физических и финансовых величин, необходимых для количественного описания ее проведения. Каждому физическому учетному показателю ставится в соответствие его информационный аналог, полученный либо с помощью измерений, либо расчетным способом, либо комбинацией измерений и расчетов. Так как информация о конкретном учетном показателе может быть получена несколькими способами, будем различать его основной и дополнительные информационные аналоги.

Рассмотрим в качестве примера поставку электроэнергии электростанцией (ЭС) на оптовый рынок вне ценовой зоны оптового рынка переходного периода. В данном случае учетный показатель – переток электроэнергии в точке поставки на элементе сети, по которому ЭС присоединена к сетевой компании (к сети АО-энерго). Точка поставки [12] совпадает с границей балансовой принадлежности станций, т. е. обычно такой точкой считаются зажимы гирлянд изоляторов линейных порталов открытых распределительных устройств (ОРУ). Основной информационный аналог – измерение электроэнергии в точке измерения (точке учета [13] ), расположенной в распределительном устройстве ЭС. Дополнительные информационные аналоги: измерение электроэнергии в точке учета, расположенной на подстанции сетевой компании; интегрированные телеизмерения мощности, используемые в оперативном информационно-управляющем комплексе (ОИУК) Системного оператора; статистические данные о часовых приращениях энергии по контролируемому сетевому элементу.

Учетная политика должна ответить на следующие вопросы: с какой целью, что, каким образом, с какой точностью и когда необходимо измерять, как получить данные и каким способом их зарегистрировать, чтобы удовлетворить требованиям, поставленным перед учетом? Разработка и согласование учетной политики – одна из самых главных фаз создания системы учета электроэнергии, в т. ч. автоматизированной системы, начиная с оптового рынка в целом, зон оптового рынка и кончая каждым конкретным промышленным или коммунальным предприятием. Ее можно сравнить с технологическим заданием на проектирование технического, организационного, связующего, вычислительного и нормативного компонентов различных систем учета. При осуществлении бизнеса ОКУ необходимо в обязательном порядке контролировать учетную политику своих клиентов и удовлетворять всем ее требованиям.

Учетная политика в бытовом секторе розничного рынка проводится энергосбытовыми компаниями и самими бытовыми потребителями – физическими лицами. Документальным выражением учетной политики энергосбытовой компании и потребителя здесь служит договор энергоснабжения. Потребитель вправе выбирать вид тарифа, но несет обязательства при форме биллинга: «самообслуживание» по заполнению счетов-фактур определенной формы (квитанций) и (или) по их оплате в установленные сроки. Причем квитанция – это первичный отчетно-учетный документ.

Исходными материалами для разработки учетной политики участника обращения электрической энергии или сетевой компании при современном состоянии нормативной базы обеспечения коммерческого учета являются известные положения нормативных правовых документов, рассмотренных в главе 2. К дополнительным документам можно отнести ПУЭ [4], «Типовую инструкцию по учету электроэнергии при ее производстве, передаче и распределении» (РД 34.09.101-94) [3] и некоторые другие ведомственные (Минпромэнерго России) и корпоративные документы (документы РАО «ЕЭС России», собственные корпоративные документы участника рынка).

К сожалению, на сегодняшний день нет ни одного разработанного документа, который представлял бы в полном объеме учетную политику оптового рынка в целом. Такого документа нет ни для конкурентного сектора, ни для регулируемого сектора оптового рынка, ни для розничного рынка, не говоря уже об отдельных юридических лицах – субъектах рынков. Поэтому создатели АИИС КУЭ различного назначения вынуждены руководствоваться во многом устаревшими и противоречивыми требованиями, анализ которых приведен главе 2.

В качестве примера рассмотрим требования п. 3.2. РД 34.09.101-94 [4] к расстановке средств учета на ЭС: «…На электростанции расчетные счетчики должны обеспечивать учет выработанной и переданной электроэнергии через станционную электросеть за границу балансовой принадлежности и устанавливаться:

на генераторах;

на трансформаторах собственных нужд;

на линиях, присоединенных к шинам основного напряжения собственных нужд;

у потребителей электроэнергии на хозяйственные нужды; на межсистемньх линиях электропередачи;

на линиях, принадлежащих потребителям, присоединенных непосредственно к шинам электростанций; на резервных возбудителях».

В ПУЭ (пп. 1.5.4, 1.5.7) и в п. 3.1. РД 34.09.101-94 к расчетным счетчикам ЭС во всех случаях отнесены счетчики выработанной генераторами электроэнергии и счетчики электроэнергии, потребленной раздельно на собственные и хозяйственные нужды ЭС.

В то же время хорошо известно, что на регулируемом секторе оптового рынка вне ценовой зоны (как и ранее на ФОРЭМ) расчеты ведутся по месячному сальдированному приращению электроэнергии по границам балансовой принадлежности ЭС, и при этом совершенно не нужно знать, сколько электроэнергии было израсходовано на собственные нужды и т. д.

Если же в упомянутых документах речь идет о внутренней генерации нереструктуризированного АО-энерго, то тарификация поставки электроэнергии ЭС является внутренним делом самого АО-энерго, т. е. некоторой формой хозрасчета. Причем при установлении отпускных тарифов на электроэнергию для потребителей на розничном рынке РЭК учитывает суммарные затраты ЭС в составе АО-энерго за весь расчетный период регулирования.

С другой стороны, модель оптового рынка предполагает узловое ценообразование и, соответственно, планирование и учет по ГТП. В «Положении о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка» на ЭС предусмотрены ГТП генерации и ГТП потребления. Первые состоят из точек поставки на выводах генераторов, вторые первоначально предполагались «на трансформаторах собственных нужд», хотя в настоящее время временно приняты «виртуальные» ГТП. В этих ГТП план и его фактическое исполнение определяются как сальдированный переток электроэнергии по границам распределительных устройств, к которым присоединены линии электропередачи других владельцев, за вычетом выработки электроэнергии на выводах генераторов.

Следует различать учетную политику оптового или розничного рынка в целом и учетную политику участника обращения электрической энергии или сетевой компании. Учетная политика оптового или розничного рынка должна:

основываться на действующих нормативно-правовых актах, нормативно-технических документах и договорных отношениях, которые должны составлять замкнутую непротиворечивую систему юридического обеспечения коммерческого учета;

отражать необходимые и достаточные условия информационного обеспечения оформления финансовых обязательств за проданную или купленную электрическую энергию (мощность) участниками обращения электрической энергии на оптовом (розничном) рынке и за оказанные услуги инфраструктурными организациями рынка или участниками обращения электрической энергии;

обеспечивать в полной мере требования к установленной отчетности со стороны органов государственного контроля и регулирования оптового (розничного) рынка;

обеспечивать требования к отчетности администратора торговой системы оптового рынка (органа администрирования торговой системы розничного рынка);

предусматривать исчерпывающий перечень учетных показателей, которые необходимы для долгосрочного и краткосрочного планирования материальных балансов зон рынка или рынка в целом, способ их определения, формат и регламент передачи данных;

содержать основные требования к системе материальных балансов рынка – учетным показателям, информационным аналогам учетных показателей, виду и форме балансовых уравнений, нормативным неопределенностям расчетных балансов.

В учетной политике участника обращения электрической энергии или сетевой компании – субъекта оптового (розничного) рынка следует отразить:

необходимые и достаточные условия для информационного обеспечения оформления финансовых обязательств субъекта рынка за проданную или купленную им электрическую энергию (мощность) и за оказанные ему услуги инфраструктурными организациями рынка, а также за дополнительные платные системные услуги, оказываемые данным субъектом оптовому (розничному) рынку;

пути обеспечения требований к формированию установленной отчетности со стороны органов государственного управления и контроля;

номенклатуру, способ получения и формы отображения учетных показателей, необходимых для ведомственной, корпоративной отчетности и отчетности предприятия;

исчерпывающий перечень учетных показателей, которые необходимы для долгосрочного и краткосрочного планирования товарооборота субъекта оптового (розничного) рынка, способ определения численных значений учетных показателей, формат и регламент передачи данных;

перечень учетных показателей, связанных с потреблением (производством) электрической энергии (мощности), необходимых для краткосрочного и долгосрочного планирования основных и вспомогательных производственно-технологических процессов субъекта рынка;

основные требования к системе материальных балансов внутренней электрической системы субъекта рынка – учетным показателям, информационным аналогам учетных показателей, виду и форме балансовых уравнений, нормативным неопределенностям расчетных балансов.

Таким образом, учетную политику субъекта рынка, создающего АИИС КУЭ, следует строить не только на базе имеющихся требований к модели той разновидности рынка, в котором предполагается его участие, но и с учетом нормативной документации уровня отрасли или корпорации, каждого предприятия.

Учетная политика складывается из решения учетных задач, которые являются следствием потребностей, законов и правил, вытекающих из рыночных, гражданско-правовых или иных отношений. Следовательно, при создании и функционировании системы коммерческого учета электрической энергии необходимо различать постановку и решение учетных и измерительных задач. Причем результаты решения учетной задачи служат основными условиями измерительной задачи.

Средством решения измерительной задачи служат измерительные, в т. ч. автоматизированные измерительные, системы, а результатом решения – результаты измерений, которые носят принципиально вероятностный характер и не допускают выражения каким-то одним определенным числом.

Учетные задачи решаются вне измерительных каналов измерительных систем, зачастую даже вне самих этих систем. Результаты измерений служат исходными данными для решения учетной задачи. Результаты решения учетной задачи – только детерминированные числа. Противоречие между требованиями к оформлению результатов решения учетной и измерительной задач является источником многочисленных попыток «исправления» измерительной информации в угоду подгонки значений учетных показателей таким образом, чтобы свести к нулю невязки балансовых уравнений («измерительный небаланс»). Чтобы придать видимую легитимность искусственному сведению небаланса к нулю, предпринимаются усилия (в т. ч. и органами государственной метрологической службы!) по созданию соответствующих алгоритмов, использующих метрологические характеристики средств измерений (чаще всего – границ погрешностей).

В то же время, как показано в [2], ни теория, ни практика метрологии не дают никаких оснований для исправления результатов измерений в угоду выдуманным принципам балансировки значений учетных показателей в учетной задаче. Наиболее логичный и обоснованный выход из противоречия между формой результатов решения измерительной и учетной задач заключается во введении в каждое балансовое уравнение учетной задачи специального детерминированного учетного показателя под названием «неопределенность расчетного баланса». Его введение – это неустранимое ограничение учетной задачи, операции с которым выходят за ее рамки. Иными словами, в случае оптового рынка электрической энергии учет и оформление обязательств по оплате неопределенности расчетного баланса должны определяться правилами работы рынка, а не корректировкой «в нужную сторону» объективных показаний измерительных систем.

Система коммерческого учета на рынках электроэнергии России

По словам теоретиков реформирования электроэнергетики, целевой моделью преобразований является постепенное уничтожение различий между оптовым и розничным рынками электроэнергии. Должен существовать один рынок с постепенным вовлечением в него все более мелких конечных потребителей, как это произошло, например, на рынке Англии и Уэльса.

В соответствии с этими тенденциями целевая система коммерческого учета также предполагается единой, по крайней мере, за пределами 2007 г. До этого будут существовать две различные системы коммерческого учета (СКУ) – СКУ оптового рынка электроэнергии (ОРЭ) и СКУ розничного рынка, каждая из которых имеет свои особенности ведения потенциального бизнеса и свою систему нормативного регулирования.

В то же время неявным образом существует и СКУ коммунального электроснабжения, которое определяется «Правилами предоставления коммунальных услуг гражданам» (утверждены постановлением Правительства РФ от 23.05.2006 г. № 307) и «Правилами установления и определения нормативов потребления коммунальных услуг» (утверждены постановлением Правительства от 23.05.2006 г. № 306).

Основное внимание уделим СКУ ОРЭ, т. к. СКУ розничного рынка и СКУ коммунального электроснабжения (с соблюдением определенных особенностей) будут постепенно трансформированы именно в эту систему.

СКУ ОРЭ состоит из следующих составляющих:

технологической системы (компонента, подсистемы);

нормативно-правовой системы (компонента, подсистемы);

организационной системы (компонента, подсистемы).

Технологическая подсистема является основной сферой предполагаемого бизнеса ОКУ. Нормативно-правовая подсистема создает правовое поле деятельности бизнеса, а организационная система служит средой, в которой оказываются услуги и которая в очень большой степени влияет на результаты бизнеса.

Нормативно-правовая подсистема базируется на следующих основных нормативных правовых и технических документах:

ФЗ «Об электроэнергетике»;

постановление Правительства РФ от 24.10.2003 г. № 643 с изменениями от 15.04.2005 г., 17.10.2005 г.; постановление Правительства РФ от 31.08.2006 г. № 529;

договор о присоединении к торговой системе ОРЭ;

документы по метрологии и стандартизации, выпускаемые Ростех-регулированием;

прочие ведомственные и корпоративные документы.

Тематическая структура нормативных документов имеет следующие составляющие:

нормативная (законодательная метрология);

нормирование устройства технических средств КУ;

нормирование процесса учета;

нормирование организационной системы КУ.

Технологическая подсистема с точки зрения разделения практической деятельности делится на две составляющие:

информационно-измерительную подсистему (ИИС): АИИС КУЭ субъектов рынка, интегрированную автоматизированную систему управления коммерческим учетом (ИАСУ КУ) НП «АТС»;

учетную подсистему, главным звеном которой является Департамент сбора данных коммерческого учета НП «АТС».

Здесь важно понимать различие между названными подсистемами. ИИС (АИИС КУЭ) поставляет исходную информацию в учетную систему, а учет как способ регистрации информации по требованиям оптового рынка (НП «АТС») происходит в учетной системе. Конкурентными видами деятельности могут быть бизнес-процессы в обеих подсистемах.

Современное положение, отражающее взаимодействие составляющих технологической подсистемы, приведено на рис. 3.1.

Операторы коммерческого учета на рынках электроэнергии. Технология и организация деятельности

Рис. 3.1. Технологическая подсистема системы коммерческого учета на ОРЭ.

Измерительная система (ИС), согласно ГОСТ 8.569-2002 [5], состоит из следующих компонентов: измерительного; связующего; вычислительного; комплексного; вспомогательного.

Информационная надежность в сфере коммерческого учета реализуется как средствами повышения надежности ИС и систем связи, так и средствами так называемого «замещения информации».

Замещение информации производится согласно договору о присоединении к торговой системе ОРЭ с использованием избыточной информации, показанной на рис. 3.2.

В сфере создания ИС, особенно АИИС КУЭ существует развитый конкурентный рынок, обладающий серьезным потенциалом развития. В сфере поставки информации и реализации тех или иных положений учетной политики конкурентного рынка не существует (поставку информации осуществляют субъекты рынка, а учет – НП «АТС»). Соотношения между источниками поставляемой информации для целей КУ представлены на рис. 3.2.

Операторы коммерческого учета на рынках электроэнергии. Технология и организация деятельности

Рис. 3.2. Источники информации для целей коммерческого учета электроэнергии.

На сегодняшний день в сфере коммерческого учета действует система, введенная с 1.11.2003 г. регламентами оптового рынка. Она основана на двух принципах:

«самообслуживания»;

согласования «каждый – с каждым».

Регистрация информации ведется в следующих первичных оправдательных документах (на бумажных носителях с подписями и печатями): акты оборота электроэнергии; акты учета перетоков.

Кроме того, с 1.01.2006 г. введена электронная подпись под упомянутыми документами.

Организационная подсистема СКУ ОРЭ укрупненно может быть представлена в виде следующей функционально-персональной структуры:

организатор системы измерений – НП «АТС»;

организатор система учета – НП «АТС»;

исполнитель функции коммерческого учета – НП «АТС»;

ответственный за создание АИИС КУЭ – каждый субъект ОРЭ;

ответственные за учет и согласование данных – субъекты ОРЭ.

На розничных рынках учет электроэнергии осуществляется на основе договорных отношений между сетевыми и энергосбытовыми организациями, а также потребителями и генерирующими компаниями. Принципиальные положения учетной политики отражены в ПРР. Формы учета базируются исключительно на одном первичном документе – «Акте первичного учета» («Акте баланса …»), форма которого приведена в РД 34.09.101-94 [4].

Развитие и уточнение форм учета и отчетности должно быть отражено в «Правилах коммерческого учета на розничных рынках».

Глава 4 УКРУПНЕННАЯ МОДЕЛЬ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ ОКУ

Суть целевого бизнеса ОКУ заключается в явной коммерциализации процессов измерений и коммерческого учета электроэнергии (включая коммерческий учет таких показателей, как потери электроэнергии в сети и их составляющих – технических, коммерческих, учтенных и не учтенных в узловых ценах). Однако следует иметь в виду, что в принятой на сегодняшний день модели рынка переходного периода и в соответствующей модели коммерческого учета предусмотрено самостоятельное представление данных об обороте электроэнергии всеми субъектами рынка. Поэтому принудить их к заключению договора с ОКУ на оказание информационных услуг невозможно.

Номенклатура потенциально возможных видов бизнеса вытекает из практических потребностей реализации учетной политики. Исходя из сказанного в главе 3 выделим следующие виды деятельности, в которых возможна конкуренция:

создание ИС (АИИС КУЭ);

сервисное обслуживание (техническое обслуживание и ремонт)

ИС (АИИС КУЭ);

выполнение измерений и их агрегирование; выполнение учетных операций;

передача данных для целей коммерческого учета в назначенный центр или другому оператору (коммерческого учета, сбора информации и т. д.);

передача документов коммерческого учета в назначенный центр или другому оператору;

разработка и оформление необходимых документов (соглашений и договоров об информационном обмене, других договоров и соглашений в рамках существующей системы).

Особую роль в процессе осуществления бизнеса ОКУ на розничных рынках играют сетевые организации. Она раскрывается в п. 12 ПРР: «В целях обеспечения надлежащего исполнения принятых субъектами розничных рынков обязательств сетевые организации осуществляют коммерческий учет электрической энергии и контролируют его осуществление иными субъектами розничных рынков в порядке, установленном настоящими Правилами». И далее в п. 159: «Сетевая организация обеспечивает сбор данных коммерческого учета электрической энергии на границах балансовой принадлежности своих электрических сетей и энергопринимающих устройств потребителей, производителей электрической энергии и смежных сетевых организаций, а также на границах зоны деятельности гарантирующего поставщика и в соответствии с договорами оказания услуг по передаче электрической энергии представляет данные об учтенных величинах переданной электрической энергии и потерях электрической энергии лицам, электрические сети (энергопринимающие устройства, энергетические установки) которых присоединены к электрическим сетям указанной сетевой организации, и (или) обслуживающим их гарантирующим поставщикам (энергосбытовым организациям)».

Таким образом, именно сетевые компании должны быть заинтересованы в организации рынка услуг в сфере коммерческого учета для повышения эффективности их деятельности по реализации положений ПРР. Однако для полного замыкания технологической цепочки информационных услуг на розничном рынке целесообразно передать ОКУ такие функции сбытовых компаний, как биллинг, доставку счетов, информационно-справочное обслуживание потребителей, а в ряде случаев – сбор и «расшивку» платежей.

Виды бизнеса

Предлагается все потенциально возможные виды деятельности ОКУ разделить на следующие категории: основную деятельность; сопутствующую деятельность; дополнительную деятельность; деятельность в смежных областях.

К основным видам деятельности (функциям) ОКУ относятся те, которые связаны с выполнением всех необходимых измерительных и учетных операций:

выполнение измерений (снятие показаний измерительных приборов и ИИС);

контроль достоверности результатов измерений;

выполнение косвенных измерений при несовпадении точки поставки и точки измерения (расчет «потерь»), а также измерение и (или) расчет фактических потерь электроэнергии и их составляющих в сетях сетевых организаций;

консолидация и агрегирование данных – формирование учетных показателей для субъектов рынка (ведение баз данных, формирование отчетных форм и представление коммерческой информации);

регистрация данных для целей оптового рынка – формирование отчетных форм (например, Актов оборота электроэнергии, Актов первичного учета) для представления в НП «АТС», СО, потребителям, генерирующим компаниям и в саму сетевую компанию, в т. ч. в распределительную сетевую компанию (РСК);

оказание услуг участникам обращения электроэнергии в соответствии с ПРР – например, консолидация и агрегирование данных для потребителей и генерирующих компаний, формирование учетных показателей по точкам поставки и т. д.;

передача зарегистрированной информации (отчетных форм) потребителям информации, в т. ч. с электронной подписью.

Сопутствующие виды деятельности ОКУ включают в себя компоненты, обеспечивающие или автоматизирующие основные виды деятельности:

создание ИС, в т. ч. АИИС КУЭ; эксплуатация ИС (АИИС КУЭ);

реконструкция, техническое перевооружение и замена ИС (АИИС КУЭ) при различных обстоятельствах (смена сбытовой компании, смена ОКУ и др.);

метрологическое обеспечение коммерческого учета.

Под дополнительными услугами в сфере коммерческого учета подразумеваются услуги по учету других энергоносителей и воды:

коммерческий учет газа;

коммерческий учет теплоэнергии;

коммерческий учет воды.

Услуги в смежных областях охватывают те сферы деятельности, которые не связаны напрямую с коммерческим учетом электроэнергии, других энергоносителей и воды, но обеспечивают соблюдение договоров энергоснабжения, водоснабжения. Кроме того, они позволяют занимать также доступные рыночные ниши по продаже оборудования, оказанию телекоммуникационных услуг и т. д. К ним относятся, например:

биллинг;

контроль качества электроэнергии;

ведение индивидуальных счетов за электроэнергию, энергоносители и воду;

консультационные услуги по энергосбережению; продажа электро– и теплооборудования;

услуги создания и эксплуатации средств связи (телефон, интернет, телевидение);

технический контроль соблюдения условий договоров электроснабжения.

Укрупненная модель деятельности ОКу

Укрупненная модель деятельности ОКУ включает в себя определение потребителей соответствующих услуг, ответственности за те или иные учетные показатели, принципов оплаты оказанных услуг, а также структуры денежных потоков (доходы – затраты) по всем возможным видам деятельности.

Главными потребителями услуг ОКУ выступают прежде всего те организации, которые ответственны за представление коммерческой информации в действующей модели рынка и (или) действующей модели коммерческого учета. Они также несут соответствующие затраты, учитываемые в их финансовой деятельности.

Вторичными потребителями коммерческой информации (теми, кто ее должен получить по принятым правилам рынка и (или) коммерческого учета, но платить за нее не обязан) являются:

Системный оператор;

смежные по отношению к заказчику услуг субъекты рынка электроэнергии (генерирующие компании и потребители);

уполномоченные государственные органы (регулирующие, обеспечивающие статистическое наблюдение, законодательные, судебные и др.).

К сожалению, до сих пор не нашла своего решения принципиальная проблема собственности в отношении измерительной и (или) учетной информации. Иными словами, остается открытым вопрос: предоставлять ли коммерческую информацию участникам обращения электроэнергии бесплатно (всю информацию, часть информации)? Ответ на него прежде всего зависит от собственности на измерительные каналы. Если ИК находится в собственности участника обращения электроэнергии, то информация принадлежит ему по закону (ФЗ «Об информации, информационных технологиях и защите информации»). С другой стороны, принципы оплаты услуг владельца технических средств измерений по предоставлению данных субъекту рынка должны определяться правилами рынка и (или) коммерческого учета.

В настоящее время практики платы за информацию, связанную с технологией работы на рынке, в российских условиях не существует. Учитывая всю многогранность и сложность вопроса, необходимо провести отдельное, выходящее за рамки данной книги, исследование возможности коммерциализации информационных потоков.

При работе на ОРЭ ОКУ заключает договор на оказание информационных и иных услуг с каждым субъектом рынка. Отражение в договоре технологии деятельности ОКУ не вызывает затруднений, гарантией чему служит опыт коммерческого учета, накопленный со времени запуска ОРЭ переходного периода (1.11.2003 г.).

В то же время, опыт коммерческого учета на розничном рынке противоречив и затруднен неадекватным применением ПРР. Поэтому рассмотрим более подробно основные и сопутствующие виды деятельности ОКУ при его работе на розничном рынке с учетом особой роли РСК.

Основная деятельность

Лицо, ответственное за представление данных коммерческого учета для определения финансовых обязательств и требований потребителей, генерирующих компаний, присоединенных к РСК, и самой сетевой компании, – РСК. Сетевые компании, в свою очередь, получают измерительную информацию (в случае установки ИК коммерческого учета в их электроустановках) от всех смежных субъектов рынка.

Очевидно, что РСК не может нести ответственность за представление данных коммерческого учета по магистральным электрическим сетям (МЭС) ОАО «ФСК ЕЭС». За создание и эксплуатацию средств измерений и обработки информации для целей коммерческого учета, расположенных на объектах МЭС, несут ответственность сами МЭС.

За создание и эксплуатацию средств измерений и обработки информации для целей коммерческого учета, расположенных на объектах генерирующих компаний (ГК), несут ответственность сами ГК.

Создание и (или) эксплуатация измерительных и информационных систем для целей коммерческого учета МЭС и ГК могут быть поручены ОКУ на основании договоров с соответствующими субъектами рынка.

Сетевые компании, не входящие в холдинг ОАО «ФСК ЕЭС», на оптовом и розничном рынке самостоятельно несут ответственность за представление коммерческой информации по собственным учетным показателям, по потребителям и ГК, присоединенным к их сетям.

РСК представляет коммерческую информацию:

для целей учета на оптовом рынке – НП «АТС»;

для целей учета на розничном рынке – в соответствии с договорами между участниками обращения электроэнергии и сбытовыми компаниями.

ГК и потребители, присоединенные к сетям РСК и иных сетевых компаний холдинга, другие сетевые компании холдинга обязаны принимать данные РСК (с возможностями контроля, установленными правилами соответствующего рынка и (или) договорными отношениями).

РСК привлекает к выполнению функций учета ОКУ организации различных форм собственности на основе проводимого конкурса. В принципе возможно выполнение функций ОКУ либо одной организацией по всем точкам поставки на территории РСК, либо несколькими организациями. В последнем случае ответственность за данные по каждой точке поставки должен нести один ОКУ. Организационно и технологически наиболее целесообразно назначение одного ОКУ на всей территории РСК.

РСК в процессе проведения конкурса может получить от организаций, конкурирующих за право выполнять функции ОКУ, ценовые предложения, меньшие соответствующей тарифной составляющей.

Источниками дохода ОКУ по основной деятельности в случае оказания им услуг РСК являются:

составляющая тарифа РСК на услуги по передаче электроэнергии;

доходы РСК от осуществления прочих видов деятельности.

Рассмотрим один из способов получения доходов от прочих видов деятельности. Согласно п. 156 ПРР «стоимость выявленного объема бездоговорного потребления электрической энергии взыскивается с лица, осуществлявшего бездоговорное потребление электрической энергии, сетевой организацией, к сетям которой присоединены энергопринимающие устройства указанного лица, на основании акта о неучтенном потреблении электрической энергии по действующему на дату взыскания тарифу на электрическую энергию для соответствующей категории потребителей». Договором между ОКУ и РСК может быть предусмотрено обязательство ОКУ по выявлению фактов безучетного и бездоговорного потребления, поэтому ОКУ может получать определенный процент от объема денежных средств, востребованных РСК с потребителей, допустивших бездоговорное или безучетное потребление электроэнергии.

Кроме того, ОКУ, осуществляя свою основную деятельность, может вступать в договорные отношения с потребителями и ГК, получая дополнительные доходы.

К расходам ОКУ по основной деятельности можно отнести затраты:

на аренду офиса;

транспорт;

канцтовары;

зарплату персонала и командировочные расходы; покупку офисной компьютерной техники и средств связи; эксплуатацию офисной компьютерной техники и средств связи; создание автоматизированной информационной системы сбора,

обработки и передачи данных, включая базы данных по клиентам.

ОКУ;

эксплуатацию автоматизированной информационной системы; создание корпоративной информационной управленческой системы (КИС);

эксплуатацию КИС.

Сопутствующие виды деятельности

За создание и эксплуатацию ИС (АИИС КУЭ), расположенных в пределах своих электроустановок, в соответствии с требованиями оптового и розничного рынка ответственность несет РСК. Она может выполнять данные работы самостоятельно или нанять для выполнения этих функций ОКУ или третьих лиц.

Создание и эксплуатация АИИС КУЭ потребителей и ГК может осуществляться как самими этими субъектами, так и ОКУ или третьими лицами.

Аппаратура ИК и системы связи могут в общем случае принадлежать:

РСК;

потребителям или ГК;

ОКУ;

третьим лицам.

В состав аппаратуры ИК входят: трансформаторы тока и напряжения (при необходимости выполнения первичного масштабного измерительного преобразования), вторичные электрические цепи, счетчики электрической энергии, контроллеры сбора и обработки данных, каналообразующая аппаратура.

Источником дохода по сопутствующим видам деятельности, связанным с оказанием услуг РСК, является составляющая тарифа РСК. При этом для создания АИИС КУЭ могут привлекаться инвестиции в виде заемных средств или IPO (от англ. initial public offering – первичное публичное предложение – публичное размещение акций на бирже).

К расходам, связанным с сопутствующей деятельностью, можно отнести затраты:

на зарплату проектной группы АИИС КУЭ; операционную деятельность проектной группы АИИС КУЭ; зарплату эксплуатационного персонала АИИС КУЭ; операционную деятельность эксплуатационного персонала АИИС.

КУЭ;

покупку аппаратуры, необходимой при эксплуатации (контрольно-измерительные приборы, переносные персональные компьютеры, электроинструмент);

покупку аппаратуры для метрологического обеспечения ИС (поверочная лаборатория).

Структура доходов

Особенности формирования структуры доходов ОКУ заключаются в том, что его потенциальные клиенты принципиально различаются по источниками своего финансирования.

Сетевые организации, гарантирующие поставщики (ГП), СО, НП «АТС» осуществляют регулируемые виды деятельности. Поэтому затраты на все необходимые для них измерительные и учетные операции, а также на создание и эксплуатацию АИИС КУЭ входят в необходимую валовую выручку. Она обосновывается в установленном порядке и используется для расчета соответствующих тарифов, утверждаемых органами государственного регулирования. При этом для оценки затрат наиболее привлекательны и удобны такие удельные показатели, как количество точек поставки, количество получаемых показателей и периодичность передачи данных, количество отчетных форм и т. д.

Следует обратить внимание на особенности описанной формы оплаты услуг ОКУ сетевой организацией, связанные с неопределенностью реального объема ее собственных услуг по передаче электроэнергии на планируемый период регулирования (подключением новых потребителей и ГК, отклонениями плановых учетных показателей оборота электроэнергии в сети от фактических и т. д.).

Таким образом, возможности получения дохода ОКУ ограничены плановыми показателями регулируемой организации и искусством обоснования расходов этой организации перед регулирующими органами. Поэтому расчет договорных объемов финансирования ОКУ производится исключительно по принципу «издержки+».

Напротив, потребители, ГК и независимые энергосбытовые организации свободны в расчетах с ОКУ. При установлении договорных отношений здесь возможна свобода выбора формы расценок – либо собственный прейскурант заказчика услуг, либо обоснованные предложения ОКУ. Более подробно такой подход для сетевой организации будет рассмотрен в главе 6.

В договоре может быть приведен порядок стимулирования ОКУ при достижении каких-то показателей. Однако, исходя из вышеизложенного, стимулирующие выплаты не могут быть существенными.

Следует также иметь в виду, что многие показатели не допускают точного планирования. Для снижения рисков ОКУ, например, следует осторожно обращаться с темпом снижения потерь, т. к. выполнять этот показатель без увеличения капитальных затрат можно только до определенного предела.

Рыночная институционализация деятельности ОКУ

Суть заключается в определении преимуществ и недостатков, с одной стороны, свободной конкуренции между независимыми [14] ОКУ и, с другой стороны, государственного регулирования основных видов их деятельности. Последствия принятия того или иного решения для конкретного оператора, не отнесенного к категории независимых, определяются его аффилированностью с субъектом (субъектами) рынка.

Конкурентный вид деятельности. Является наиболее адекватным либерализующимся рыночным отношениям в электроэнергетике. Отсюда вытекают его достоинства и недостатки. Достоинства: снижение стоимости услуг, расширение и улучшение сервиса. Недостатки: риск потерять часть или весь бизнес на намеченной территории сетевой организации, угрозы со стороны конкурентов, самыми опасными из которых могут стать ОКУ, аффилированные с сетевыми организациями или гарантирующими поставщиками.

Государственное регулирование. Основные виды деятельности ОКУ могут стать регулируемыми согласно действующему законодательству в случае их отнесения к категории потенциально монопольных. Монопольный вид деятельности технологически наиболее органичен с точки зрения электроэнергетики. Здесь могут быть быстро решены все системные вопросы, унифицированы виды и качество услуг; при этом ясен и реализуем процесс инвестиций в технические и программные средства.

При организации монопольного ОКУ самым сложным является вопрос увеличения числа субъектов оптового (и розничного) рынка и связанный с этим рост тарифов конечных потребителей и сетевых компаний за счет явного включения в них составляющей, компенсирующей затраты на осуществление коммерческого учета. Остается открытой проблема структуры оператора, т. к. имеются варианты создания как единого общероссийского оператора, так и многочисленных региональных операторов.

В этих условиях общероссийский ОКУ должен защищать свой тариф в Федеральной службе по тарифам (ФСТ), а региональные операторы – в местных органах власти.

ОКУ и проблема «ответственности за потери»

Проблема «ответственности за потери» возникла после выделения из состава АО-энерго сетевых компаний с присоединенными к ним конечными потребителями в отсутствие надлежащего коммерческого и технического учета, базирующегося на результатах измерений высокого качества. Особенно остро она стоит перед РСК вследствие многочисленности потребителей, недостатка или плохого состояния технических средств учета по большому количеству точек поставки и плохой организации собственно процесса коммерческого учета. При этом в ряде РСК распространено мнение, что на ОКУ целесообразно, помимо его основных измерительных и учетных функций, возложить контроль потерь электроэнергии за отчетный период, заключающийся не только в их корректном расчете (измерении), но и в выявлении безучетного и бездоговорного потребления.

ОКУ безусловно может принять на себя и данную функцию, однако следует иметь в виду следующее.

Любая ответственность за какой-то показатель требует уверенности, что ОКУ сможет управлять этим показателем. Это в полной мере касается и проблемы «ответственности за потери», которая тесно связана с проблемой выявления безучетного и бездоговорного потребления [6, 7].

Известно, что как плановые, так и фактические потери сетевой организации делятся на технические и «коммерческие». Из них только технические потери «объективны» и могут быть оценены (измерены, посчитаны) на основании тех или иных исходных данных [8]. Корректность последних определяется, главным образом, наличием качественных измерений.

К коммерческим потерям относится часть общих потерь, обусловленная неточностью исходных данных (в т. ч. погрешностями ИС, методическими погрешностями определения полезного отпуска по оплаченной товарной продукции) и различного рода хищениями [9].

ОКУ как организация, занимающаяся бизнесом в сфере учета электроэнергии, может влиять только на различные составляющие коммерческих потерь.

Технические потери, определяемые электрическими режимами и параметрами сети, не могут быть управляемы ОКУ, да и сетевой организацией, в функции которой не входит оперативно-диспетчерское управление. Управление техническими потерями составляет предмет комплексной оптимизации режима рассматриваемой электрической сети. Управление может основываться только на изменении структуры и параметров электрической сети, поддержании оптимального соотношения активной и реактивной мощностей всех подключенных к сети потребителей и генерирующих источников, изменении внешних перетоков. В ПРР данная функция возложена на сетевые организации и СО.

Если в качестве бизнеса ОКУ рассматривать управление коммерческими потерями, то здесь необходим анализ двух групп проблем – проблем технологии управления коммерческими потерями и возможностей получения положительного эффекта, а также проблем оплаты эффекта от применения таких технологий.

Технология управления коммерческими потерями основывается исключительно на различных аспектах информатизации деятельности ОКУ. Иными словами, чем больше необходимой и качественной информации имеет ОКУ, тем лучше он управляет данным видом потерь. Под качеством (или ценностью) информации понимают ее точность и своевременность.

Правильно поставленными организационными мероприятиями (наведением порядка) можно управлять коммерческими потерями только до определенного уровня. Далее на них можно воздействовать эффективно и целенаправленно, производя определенные капиталовложения в счетчики, АИИС, IT-обеспечение. При этом надо вовремя определить, выгодны ли ОКУ принятые принципы ответственности за снижение коммерческих потерь и не требуется ли пересмотреть договорные отношения с сетевой организацией.

Инвестиции в АИИС КУЭ и системы сбора данных возможны или силами сетевой организации через тарифы на оказание услуг по передаче электроэнергии, или путем привлечения самим ОКУ внешних инвестиций. В последнем случае следует установить, сможет ли ОКУ осуществить их возврат и за какой срок. Это, безусловно, будет определяться возможностями возврата инвестиций в рамках платежей сетевой организации, но на иной основе – как плата за качество управления коммерческими потерями или «премия» за их уменьшение.

На сегодняшний день наиболее целесообразным представляется инвестирование средств в развитие информационной инфраструктуры со стороны сетевой компании. Иные возможности, в т. ч. привлечение средств непосредственно ОКУ по различным схемам, несут в себе большие риски и не могут быть рекомендованы для практического применения.

Эффект от управления коммерческими потерями (качество управления) может быть стимулирован сетевой организаций в договоре на оказание услуг ОКУ. Тогда ОКУ должен получать помимо компенсации затрат на операционную деятельность по определению коммерческих потерь бонусы за установленное значение их уменьшения. Целесообразно вначале установить эту планку не очень высоко – с градацией по 0,01 % от отпуска в сеть. Конкретная величина бонуса должна учитывать снижение риска от превышения фактических потерь над плановыми по опыту сетевой организации.

Глава 5 ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ ОТДЕЛЬНЫХ КОНКУРЕНТНЫХ ВИДОВ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ

Оценка эффективности возможных видов бизнеса ОКУ производится в порядке убывания их прибыльности по состоянию на конец 2006 г.

Создание АИИС КУЭ

Самый «старый» и самый понятный вид бизнеса. Развивается с начала 90-х годов прошлого века. Получил мощнейший толчок в период подготовки и начала функционирования оптового рынка переходного периода. Прогнозируется, что достигнутый уровень «разогрева» рынка продлится еще 1–2 года, после чего количество заказов уменьшится. Новыми заказчиками будут только потребители, стремящиеся (или обязанные) выйти на конкурентный рынок электроэнергии.

Целью создания АИИС КУЭ является получение точной и легитимной информации для первичных бухгалтерских документов, определяющих обязательства и требования субъектов оптового и розничного рынков друг к другу в отношении покупки (продажи) электрической энергии (мощности) и оказания системных услуг.

Состав работ по созданию АИИС КУЭ для целей оптового рынка определяется «Положением о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка».

Создание АИИС КУЭ представляет собой сложную процедуру, объединяющую процессы предпроектного обследования, проектирования, метрологического обеспечения, монтажа, наладки и подтверждения соответствия системы требованиям НП «АТС».

Типовой состав работ по созданию АИИС КУЭ приведен в табл. 5.1.

Таблица 5.1.

Состав работ по приведению систем коммерческого учета участников ОРЭ в соответствие с требованиями НИ «АТС» [15]

Операторы коммерческого учета на рынках электроэнергии. Технология и организация деятельности Глава 5 ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ ОТДЕЛЬНЫХ КОНКУРЕНТНЫХ ВИДОВ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ.

Операторы коммерческого учета на рынках электроэнергии. Технология и организация деятельности Глава 5 ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ ОТДЕЛЬНЫХ КОНКУРЕНТНЫХ ВИДОВ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ.

Операторы коммерческого учета на рынках электроэнергии. Технология и организация деятельности Глава 5 ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ ОТДЕЛЬНЫХ КОНКУРЕНТНЫХ ВИДОВ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ.

Начиная с сентября 2005 г. СО были инициированы усилия по созданию системы информационного обмена с электростанциями ОГК и ТГК (Приказ ОАО РАО «ЕЭС России» от 9.09.2005 г. № 603) в соответствии с новыми и довольно жесткими требованиями к соответствующим техническим средствам. Подобные же требования предъявляются и к так называемым «потребителям с управляемой нагрузкой» договором о присоединении к торговой системе.

Учитывая требования СО и НП «АТС», а также связь технических средств телемеханики и АИИС КУЭ целесообразно разрабатывать и вводить в эксплуатацию единую информационную систему обеспечения работы субъекта на оптовом рынке. Типовые технические требования на данную работу приведены в Прил. 1.

Стоимость создания АИИС КУЭ на сегодняшний день колеблется от 10 000 до 20 000 долл. на 1 точку измерений (точку учета). При этом, по оценкам некоторых специалистов, стоимость технических средств и программного обеспечения не превышает 20 % этой суммы. В дальнейшем удельная стоимость должна снижаться, в т. ч. и за счет понижения цен на аппаратуру: счетчики, УСПД, технические средства связи.

Сервисное обслуживание АИИС КУЭ (техническое обслуживание и ремонт)

Данный вид бизнеса исторически возник гораздо позже бизнеса по созданию АИИС КУЭ вследствие того, что АИИС КУЭ внедряли крупные заказчики (дочерние и зависимые общества (ДЗО) РАО «ЕЭС России» и мощные потребители), которые обеспечивали техническое обслуживание и ремонт технических средств своими силами.

В настоящее время заключение субъектом рынка договора на проведение сервисного обслуживания своей АИИС КУЭ становится все более популярным. В основном исполнители этих договоров – сами создатели (интеграторы) АИИС КУЭ. Сложность и ответственность системы приводит к тому, что у заказчика просто нет персонала соответствующей квалификации. Тем более если основная деятельность, например, потребителей лежит вне электроэнергетики, а эксплуатация технических средств коммерческого учета для ГК на практике становится все более второстепенной по сравнению с эксплуатацией основного оборудования.

По экспертным оценкам, практически все станции ОГК и ТГК, имеющие АИИС КУЭ, отвечающую требованиям НП «АТС», пользуются сервисными услугами создателей своей системы.

Стоимость работ по сервисному обслуживанию АИИС КУЭ определяется количеством аппаратуры, ее сложностью и субъективными оценками заказчика и подрядчика. Примерный перечень аппаратуры на ГРЭС средней мощности приведен в Прил. 2. Типовой состав работ по техническому обслуживанию АИИС КУЭ для этой же ГРЭС дан в Прил. 3. Условия обслуживания зависят от энергетического объекта (распределительные устройства (РУ) потребителей, электрических станций, сетевых компаний и т. д.). Образец технического задания (ТЗ) на проведение сервисного обслуживания приведен в Прил. 4.

Стоимость сервисного обслуживания, по экспертным оценкам, колеблется от 5–6 до 18–20 тыс. руб. в год на 1 точку измерений (точку учета). В эту сумму не входит стоимость аппаратуры, заменяемой в результате ремонтов.

Выполнение измерений, агрегирование измерений

В настоящее время выполнение измерений, т. е. снятие показаний счетчиков электроэнергии или получение исходных данных автоматизированных измерительных систем, как отдельный вид бизнеса в России практически отсутствует. На заре создания современной системы коммерческого учета некоторыми специалистами предлагалось обязательное снятие показаний приборов силами ОКУ (так называемый «ручной съем информации»), если эти приборы не включены в автоматизированную систему, получившую официальное подтверждение соответствия требованиям НП «АТС».

Отдельная оплачиваемая операция агрегирования измерений имеет место в Великобритании. Она означает простое сальдирование отдельных показаний приборов, установленных в разных точках учета (для субъектов, присоединенных к сети с помощью нескольких сетевых элементов), и передачу этой информации для биллинга. Наибольшие перспективы данного вида бизнеса – на розничном рынке, где перед сбытовыми компаниями стоит задача получить данные со счетчиков многочисленных мелких и средних потребителей.

На оптовом рынке агрегирование может существовать в качестве функции регионального или всероссийского центра сбора информации для передачи ее в центр выполнения учетных операций. Само по себе агрегирование вряд ли в будущем будет существовать в качестве отдельного бизнеса. Гораздо больше шансов на существование бизнеса, объединяющего выполнение измерений, выполнение учетных операций и передачу учетной информации другому оператору.

По экспертным оценкам, этот вид деятельности объективно не может обеспечить большой доход для ОКУ.

Выполнение учетных операций

В перечень работ данного вида бизнеса входят: обработка и достоверизация первичной измерительной информации;

выполнение (при необходимости) косвенных и совокупных измерений;

введение (при отрицательном результате контроля достоверности первичных данных) замещающей информации по данным телеизмерений или статистики;

формирование учетных документов (в настоящее время на оптовом рынке – «Актов оборота» и «Актов учета перетоков»);

согласование учетных документов.

Как отдельный вид бизнеса учетные операции имеют перспективу, он соединен с бизнесом по выполнению измерений и передаче учетных данных. Может обеспечить лишь незначительную рентабельность.

Передача данных для целей коммерческого учета другому оператору

Как самостоятельный вид бизнеса бесперспективен из-за незначительности объема услуги. Может существовать только вместе с бизнесом по выполнению измерений и выполнению учетных операций.

Передача документов Ку в назначенный центр или другому оператору

Те же ограничения, что и в предыдущем случае. Разработка и оформление документов

К документам, на основании которых регистрируются данные для расчета обязательств и требований субъектов рынка, относятся: соглашения и договоры об информационном обмене; договоры об оказании услуг по передаче электроэнергии, об оказании услуг по оперативно-диспетчерскому управлению; договоры купли-продажи и энергоснабжения. ОКУ может оказывать услуги по оформлению этих договоров и соглашений всем субъектам рынка.

Предмет бизнеса существует и актуален, но он имеет разовый характер. Скорее это специфический юридический бизнес, сочетающийся с работой технического эксперта. Как источник получения устойчивого дохода не рассматривается.

Связь функций ОКу и энергосбытовых компаний

Бизнес ОКУ тесно связан с функциями, выполнявшимися ранее энергосбытовыми подразделениями АО-энерго. Ряд функций ОКУ возложен в настоящее время на энергосбытовые компании – независимые и имеющие статус гарантирующих поставщиков. Каждая из этих организаций детализирует свою деятельность по-разному, основывая ее на особенностях региона и исторически сложившихся обстоятельствах. Примерный детальный перечень работ, который может быть потенциально выполнен ОКУ, приведен в Прил. 5.

Точки прибыли

Основными точками прибыли ОКУ являются виды его основной деятельности. Достаточно привлекательными с точки зрения получения прибыли могут быть услуги по созданию АИИС КУЭ, эксплуатации АИИС КУЭ.

Факторами, влияющими на получение устойчивых доходов ОКУ и увеличение прибыли в долгосрочном периоде, служат:

административный ресурс в регионе основной деятельности; экспансия в другие регионы;

отсутствие дебиторской задолженности со стороны клиентов;

наличие качественных договоров с субъектами рынка;

технологические и организационные конкурентные преимущества, вытекающие из рыночных принципов реинжиниринга соответствующих бизнес-процессов;

информатизация бизнес-процессов на основе широкого внедрения АИИС КУЭ и современных баз данных верхнего уровня;

диверсификация бизнеса – оказание услуг по дополнительным видам деятельности и в смежных сферах.

Все вышеперечисленные факторы можно условно разбить на две группы – экстенсивные и интенсивные.

Экстенсивные факторы. В увеличении прибыли ОКУ существенную роль играют такие формы развития, как территориальная экспансия и участие в смежных видах бизнеса. ОКУ следует стремиться создавать свои филиалы прежде всего там, где есть возможность оказывать услуги по основным видам бизнеса (измерениям и обработке информации). В то же время «вход» на территорию путем создания АИИС КУЭ и, в большей степени, путем эксплуатации этих систем дает хороший шанс на внедрения в основные информационные бизнес-процессы.

Интенсивные факторы. К ним относятся средства повышения эффективности бизнеса за счет снижения издержек и повышения качества услуг.

Наибольшее влияние на эффективность деятельности ОКУ оказывают степень охвата потребителей приборами учета (исключение бесприборного потребления) и степень автоматизации учета (наличие АИИС КУЭ). Только полная автоматизация позволяет правильно и в срок рассчитывать учетные показатели («сводить баланс»). Самая главная задача для большинства существующих в России ОКУ – предоставить корректные данные по реальному потреблению, что позволит исключить его вынужденное приравнивание полезному отпуску (рассчитываемому по оплаченным счетам за электроэнергию).

Для исключения неопределенности коммерческого учета надо охватить счетчиками (пусть и неавтоматизированными) 100 % потребителей и обеспечить своевременное поступление данных в информационную систему. При этом следует подчеркнуть, что первостепенное значение имеет оснащение всех точек поставки счетчиками; затем должны следовать мероприятия по ручному (полуавтоматическому) заполнению базы данных; далее необходимо осуществить полную автоматизацию коммерческого учета электроэнергии – внедрение АИИС КУЭ.

Большая роль в бизнесе ОКУ отводится личностному фактору – профессиональной и коммуникативной квалификации персонала. Поэтому необходимо создание системы управления персоналом – его компетенцией и эффективностью использования.

Общие выводы

Анализ возможной коммерциализации отдельных бизнес-процессов основной и сопутствующей деятельности ОКУ показывает следующее.

1. Самым доходным на сегодняшний день и в обозримой перспективе является бизнес по созданию АИИС КУЭ на оптовом (в большей степени) и на розничном рынке.

2. Все остальные виды бизнеса, как по отдельности, так и в совокупности, значительно уступают по доходности бизнесу по созданию.

АИИС КУЭ.

3. Коммерциализация по отдельности различных бизнес-процессов собственно коммерческого учета нецелесообразна из-за их незначительной доходности.

4. Реальные шансы на успех с точки зрения развития бизнеса ОКУ имеет объединение следующих видов деятельности:

сервисного обслуживания АИИС КУЭ; выполнения и агрегирования измерений; выполнения учетных операций;

передачи данных для целей коммерческого учета или передачи учетных документов в назначенный центр (другому оператору);

разработки и оформления необходимых документов (соглашений и договоров об информационном обмене, других договоров и соглашений в рамках существующей системы коммерческого учета).

5. Необходим маркетинговый подход и внедрение маркетинговой философии во все виды деятельности ОКУ, в т. ч. всемерное стимулирование спроса на предлагаемые услуги.

Глава 6 ОРГАНИЗАЦИОННЫЕ АСПЕКТЫ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ ОКУ

Алгоритм формирования бизнеса

Становление полномасштабной деятельности ОКУ рекомендуется проводить несколькими последовательными шагами.

Первый шаг. Учреждается юридическое лицо, уставными видами деятельности которого являются выбранные виды основного, сопутствующего и дополнительного бизнеса, рассмотренные в главах 4, 5. Создается необходимый аппарат управления, осуществляется подбор персонала, разрабатывается маркетинговая стратегия ОКУ.

Для реализации маркетинговой стратегии необходимо осуществить следующие технические и технологические мероприятия:

выработать единую методическую базу, единую систему технико-экономических показателей эффективности работы (ключевых показателей эффективности);

создать единую систему бюджетирования, учета и отчетности;

обеспечить обучение персонала и обмен производственным опытом;

создать систему эффективной адресной мотивации персонала при решении основных задач ОКУ;

обеспечить персонал необходимым оборудованием и программным обеспечением, в первую очередь на тех участках работ, где это приносит наибольший экономический эффект (выявление и снижение потерь, биллинг, автоматизация и информатизация учета);

усовершенствовать технологию бизнес-процессов с учетом передового отечественного и зарубежного опыта;

организовать эффективное планирование работ и контроль исполнения планов.

Второй шаг. На втором шаге прежде всего следует создать и принять в постоянную эксплуатацию информационную (IT) систему, позволяющую осуществлять в автоматизированном (и частично автоматическом) режиме все бизнес-процессы учета электроэнергии с возможностью развития для коммерческого учета других энергоносителей и воды. Программно-аппаратный комплекс IT-системы должен в качестве исходных данных использовать следующую информацию:

данные о каждом потребителе, идентифицирующие его и необходимые для заключения и исполнения договора: ИНН, банковские реквизиты, юридический и фактический адреса, принадлежность к категории, вид и значение тарифа. Для граждан требуются паспортные данные, адрес, вид и значение тарифа;

данные о каждом поставщике, идентифицирующие его и необходимые для заключения и исполнения договора: ИНН, банковские реквизиты, юридический и фактический адреса, принадлежность к категории, вид и значение тарифа;

данные о каждой точке поставки и точке измерения (учета). В последнем случае следует указывать историю установок (замен) технических средств с датами и зафиксированными показаниями счетчиков, а также документ, которым согласована топография точки и состав технических средств;

данные о каждом техническом средстве (счетчик, ТТ, ТН, УСПД): тип и номер, соответствие конкретному потребителю (с адресом установки), схема подключения;

данные о потребляемой энергии по каждому прибору учета нарастающим итогом по расчетным периодам.

Перечисленные данные должны быть организованы в структурированную базу данных, которая пополняется:

в автоматическом (на первых порах – в автоматизированном) режиме от интегрированных в нее АИИС КУЭ субъектов рынка;

в автоматизированном режиме от переносных накопителей информации при дистанционно-пультовом опросе счетчиков, не включенных в АИИС КУЭ;

по электронной почте от субъектов рынка;

вручную оператором с первичных учетных документов.

Систему необходимо проектировать с учетом выполнения следующих обязательных функций:

формирование в автоматическом режиме по запросу всех необходимых учетных показателей, включая полезный отпуск, технические и коммерческие потери сетевых организаций;

формирование в автоматическом режиме по запросу балансов электроэнергии (по подстанциям, узлам электрической сети сетевой организации);

автоматическое преобразование информации в форматы, востребованные потребителями услуг и необходимые для их отчетности;

в случае выполнения ОКУ услуг по биллингу – преобразование (при помощи программных средств) информации об обороте электроэнергии в денежную форму по тарифным группам потребителей, по группе поставщиков, по каждому обслуживаемому субъекту рынка.

Третий шаг. На данном этапе развития бизнеса необходимо организовать эффективную систему регулярного (ежемесячного) опроса счетчиков и выставления счетов на оплату, реализующую следующие методы:

обход счетчиков и списывание их показаний штатным и нештатным персоналом. Внесение этой информации операторами в информационную систему;

получение показаний счетчиков, снятых потребителем в электронном виде. Внесение этих данных оператором в информационную систему;

удаленное считывание информации со счетчиков персоналом ОКУ с помощью специализированных технических средств и программного обеспечения. Передача данных в информационную систему;

автоматическое считывание и занесение в базу данных показаний счетчиков, включенных в АИИС КУЭ;

выставление счетов на оплату в электронном виде, факсом, почтой, нарочным.

По мере развития автоматизации и информатизации коммерческого учета следует отказаться от первых двух методов, как менее надежных и более затратных.

Второй и третий шаги целесообразно проводить одновременно.

В случае если ОКУ оказывает услуги биллинга, важнейшей его задачей является осуществление комплекса мер по контролю оплаты выставленных счетов и мониторингу дебиторской задолженности, а также мер по поддержанию дисциплины платежей. Для выполнения этой задачи рекомендуется:

организовать расчеты субъектов рынка за проданную, переданную электроэнергию через транзитный счет ОКУ;

проводить регулярный анализ дебиторской задолженности с использованием программных средств и своевременно выявлять неплательщиков;

инициировать и непосредственно осуществлять (при наличии поручения сетевой организации) ограничения и прекращение подачи электроэнергии неплательщикам;

создать эффективную оперативную систему контроля платежей за отпущенную электроэнергию, включающую в себя оформление и предъявление исков о взыскании задолженности с неплательщиков, а также исков по выявленным фактам хищений электроэнергии. Необходимые для взыскания документы составляются персоналом ОКУ в процессе осуществления мероприятий по контролю электропотребления.

Четвертый шаг. Создаются автоматизированные рабочие места персонала ОКУ, разрабатывается технология организации работ, направленная на предоставление услуг потребителям по принципу «одного окна». Для этого необходимо обеспечить:

функционирование пунктов по работе с клиентами;

систему документооборота между подразделениями ОКУ, исключающую многократное обращение клиента по одному и тому же вопросу;

систему оперативного информирования клиентов;

эффективную технологию работ по обслуживанию клиентов;

внедрение технических средств коммерческого учета электроэнергии, обладающих возможностью дистанционного ограничения и (или) прекращения подачи энергии потребителю.

Пятый шаг. Проведение подготовительных мероприятий, направленных на осуществление смежных видов бизнеса. К ним можно отнести:

доработку IT-обеспечения для выполнения функций коммерческого учета тепловой энергии, газа, воды;

организацию системы опроса счетчиков тепловой энергии, газа, воды;

создание системы контроля оплаты выставленных счетов и мониторинга дебиторской задолженности, принятие мер по поддержанию дисциплины платежей за коммунальные услуги в сфере тепло-, газо-и водоснабжения;

организацию рабочих мест и технологии работ для предоставления услуг потребителям по принципу «одного окна» в сферах коммерческого учета тепловой энергии, газа и воды;

внедрение технических средств коммерческого учета с возможностью дистанционного ограничения и (или) прекращения подачи тепловой энергии, газа и воды.

Формализация отношений ОКУ с участниками рынка

ОКУ – сетевая организация. Предлагается следующая модель построения взаимоотношений.

Сетевая организация проводит конкурсные закупки услуг ОКУ в соответствии с требованиями корпоративных стандартов. По итогам конкурса заключается соответствующий договор. Затраты на оплату информационных услуг ОКУ закладываются в тариф сетевой организации на оказание услуг по транспорту электроэнергии. Таким же может быть источник компенсации затрат ОКУ по выполнению сопутствующих видов деятельности.

ОКУ периодически (по окончании отчетного периода, еженедельно, ежедневно – в зависимости от технических возможностей и условий договора) представляет значения учетных показателей и иные данные по установленным формам в сетевую компанию и (или), по ее указаниям, третьим лицам. К последним могут относиться НП «АТС», СО, субъекты рынка, другие ОКУ.

Если сетевая организация выступает единственным потребителем коммерческой информации ОКУ, то по окончании отчетного периода или иного обусловленного договором срока она принимает от ОКУ информацию об учетных показателях в заданных формах. Далее сетевая организация отправляет отчетные формы всем пользователям информации самостоятельно.

Сетевая организация может осуществлять контроль деятельности ОКУ самостоятельно или с привлечением специализированной фирмы – независимого информационно-технического аудитора. В целях повышения качества аудита целесообразна аккредитация соответствующих фирм в сетевой организации. Возможна их аккредитация в одной из авторитетных некоммерческих ассоциаций.

В договоре на оказание услуг должна быть сформулирована ответственность ОКУ перед сетевой организацией за полноту объема и качество предоставляемых услуг. С точки зрения информационного бизнеса это – качество заполнения и своевременность представления всех отчетных форм.

Особое значение имеет установление стоимости той или иной услуги. Здесь возможны два подхода:

стоимость услуг в договоре может быть установлена по предложениям ОКУ, согласованным сетевой организацией,

стоимость услуг определяется на основании прейскуранта, разработанного сетевой компанией. При этом такой прейскурант должен иметь статус свободно распространяемой информации.

При создании АИИС КУЭ заключается отдельный договор, аналогичный договору по любому инвестиционному проекту. Договор на эксплуатацию должен включать реальный объем затрат на техническое обслуживание, ремонт, метрологическое обеспечение.

ОКУ – энергосбытовая компания. Модель отношений аналогична предыдущей.

Заключается договор о возмездном оказании информационных услуг между ОКУ и энергосбытовой компанией (ЭСК). Затраты на оплату информационных услуг ОКУ закладываются в тариф ЭСК и защищаются в органах государственного регулирования.

ОКУ периодически (по окончании отчетного периода, еженедельно, ежедневно – в зависимости от технических возможностей и условий договора) представляет значения учетных показателей и иные данные в ЭСК или, по ее указанию, третьим лицам.

ЭСК по окончании отчетного периода принимает информацию об учетных показателях в заданных формах для осуществления биллинга. ОКУ может оказывать сбытовым компаниям биллинговые услуги в качестве одного из смежных видов деятельности на возмездной договорной основе.

ЭСК контролирует деятельность ОКУ самостоятельно или с привлечением специализированного независимого информационно-технического аудитора.

ОКУ – НП «АТС». Взаимоотношения некоммерческие, основываются на соглашениях, которые не предусматривают совершение сделок. [16] Рекомендуется проводить добровольную аккредитацию ОКУ для повышения качества информационных услуг, оказываемых на оптовом рынке.

НП «АТС» разрабатывает систему аккредитации ОКУ.

ОКУ аккредитуется при НП «АТС» и проходит периодическое подтверждение соответствия установленным требованиям.

Между ОКУ и НП «АТС» заключается соглашение об информационном обмене, в общих чертах аналогичное по форме соглашению, предусмотренному на оптовом рынке («Регламент коммерческого учета электроэнергии и мощности», Прил. 11 к договору о присоединении к торговой системе).

ОКУ периодически (по окончании отчетного периода, еженедельно, ежедневно – в зависимости от технических возможностей и условий договора) представляет значения учетных показателей и иные данные в НП «АТС».

НП «АТС» по окончании отчетного периода принимает информацию об учетных показателях в заданных формах.

НП «АТС» контролирует деятельность ОКУ самостоятельно или с привлечением специализированного независимого информационно-технического аудитора.

Помимо некоммерческого взаимодействия ОКУ может оказывать НП «АТС» на возмездной договорной основе следующие услуги:

предварительную техническую экспертизу пакета документов, представляемых заявителем в соответствии с регламентом допуска субъектов оптового рынка к торговой системе оптового рынка электроэнергии;

юридическую экспертизу пакета документов, представляемых заявителем в соответствии с вышеупомянутым регламентом;

согласование с СО групп точек поставки заявителя;

контроль выполнения различных работ, затрагивающих технические средства АИИС КУЭ субъектов оптового рынка электроэнергии и влияющих на результаты измерений, режим сбора, обработки, хранения и передачи в НП «АТС» данных коммерческого учета; [17]

технический мониторинг функционирования АИИС КУЭ и выявление фактов недостоверности результатов измерений в процессе его проведения.

ОКУ – СО. Аналогично предыдущему случаю с точки зрения возмездности услуг.

Заключается соглашение об информационном обмене между ОКУ и СО. Затраты на оплату информационных услуг ОКУ закладываются в тарифы сетевой организации и (или) ЭСК.

ОКУ периодически (по окончании отчетного периода, еженедельно, ежедневно – в зависимости от технических возможностей и условий соглашения) представляет значения учетных показателей и иные данные СО.

СО по окончании отчетного периода принимает информацию об учетных показателях в заданных формах. СО контролирует деятельность ОКУ самостоятельно или с привлечением специализированного независимого информационно-технического аудитора.

ОКУ – потребители и генерирующие компании. Взаимоотношения могут носить коммерческий либо некоммерческий характер. Наиболее последовательный рыночный подход заключается в признании информации товаром, а его обладателем – того субъекта рынка, чьи технические средства являются ее источником. Данный подход определяется ФЗ «Об информации, информационных технологиях и о защите информации» от 27.07.2006 г. № 149-ФЗ [18] (далее – «149-ФЗ»). Тем не менее в настоящее время обмен информацией в подавляющем большинстве случаев происходит безвозмездно, на основании соглашений.

Информация по границам балансовой принадлежности потребителей и сетевых компаний, с одной стороны, и РСК или другой сетевой компании, входящей в холдинг, с другой стороны, может формироваться по показаниям приборов (ИК), установленных как на РУ сетевых компаний, так и на РУ участников обращения электроэнергии. Имеют место случаи, когда измерения по одной и той же линии электропередачи производятся на электроустановках обоих смежных субъектов рынка. В случае розничного рынка такой конфликт (чьи данные использовать в финансовых расчетах?) разрешается нормами п. 138 ПРР: «При наличии приборов учета у обеих сторон по договору в качестве прибора учета, показания которого принимаются для целей определения обязательств сторон (далее – расчетный прибор учета), применяется прибор учета с более высоким классом точности, если его использование позволяет осуществлять более точное измерение объема электрической энергии с учетом ее потерь, возникающих на участках электрических сетей от границы их балансовой принадлежности до мест установки соответствующих приборов учета. Прибор учета другой стороны по договору используется для контроля исправности и точности расчетного прибора учета (далее – контрольный прибор учета). При равенстве класса точности указанных приборов учета выбор расчетного и контрольного приборов учета осуществляется по соглашению сторон.

В отношении сетевых организаций применяются требования об организации учета электрической энергии в точках присоединения объектов электросетевого хозяйства одной сетевой организации к сетям другой сетевой организации, предусмотренные настоящими Правилами для потребителей».

Если технические средства учета располагаются в РУ участников обращения электроэнергии, то они обязаны допускать ОКУ для снятия показаний и аудита ИС. Эти операции могут оплачиваться как РСК, так и ЭСК при наличии соответствующих договорных обязательств.

ОКУ, потребители и ГК заключают соглашения об информационном обмене, в т. ч., как было сказано выше, на возмездной договорной основе. Технические средства АИИС КУЭ и ИС могут как принадлежать, так и не принадлежать ОКУ. Если технические средства измерений принадлежат ОКУ, компания вправе требовать возмещения своих затрат на их установку и эксплуатацию.

ОКУ периодически (по окончании отчетного периода, еженедельно, ежедневно – в зависимости от технических возможностей и условий договора) представляет значения учетных показателей и иные данные потребителям и ГК. Эффективное выполнение функций ОКУ возможно только в условиях автоматизации коммерческого учета и биллинговых операций, о чем подробно будет сказано в главе 8.

Потребители и ГК по окончании отчетного периода принимают от ОКУ информацию об учетных показателях в заданных формах.

Потребители и ГК контролируют деятельность ОКУ самостоятельно или с привлечением специализированного информационно-технического аудитора.

В собственности ОКУ может находиться информационная система верхнего уровня, принимающая данные от АИИС КУЭ и ИС собственных клиентов, с базой данных по потребителям, генерирующим и сетевым компаниям. Такая модель бизнеса для ОКУ является наиболее привлекательной и должна стать его целевой моделью. ОКУ может также принадлежать система связи АИИС КУЭ и ИС клиентов с информационной системой верхнего уровня.

Несмотря на привлекательность обладания техническими средствами АИИС КУЭ (и, следовательно, данными коммерческого учета), это обстоятельство несет в себе существенные риски, которые будут обсуждены в главе 7.

Глава 7 АНАЛИЗ РИСКОВ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ ОКУ

Деятельность ОКУ сопряжена с рядом технологических, финансовых, политических и иных рисков, которые оказывают на его бизнес большее или меньшее влияние. Эти риски можно оценить и спрогнозировать; от них в ряде случаев можно защититься или, по крайней мере, предусмотреть меры минимизации отрицательных последствий реализации опасного события. Построение эффективного бизнеса ОКУ в долгосрочной и среднесрочной перспективе требует организации системы управления рисками с элементами вероятностной оценки финансовых потерь.

Следует сразу оговориться, что в деятельности ОКУ риски, связанные с сертификацией и лицензированием, минимальны. Согласно Федеральному закону от 08.08.2001 г. № 128-ФЗ «О лицензировании отдельных видов деятельности» (Ст. 17) услуги ОКУ не подлежат лицензированию. Их регулирование происходит только в рамках договорных отношений. Требования по сертификации деятельности в области создания и эксплуатации измерительных систем существуют:

у НП «АТС» – в части соблюдения технических и организационных требований на оптовом рынке;

у Ростехрегулирования – на поверку средств измерений, разработку и оформление МВИ;

у Ростехнадзора – в части допуска к электроустановкам напряжением до 1000 В для монтажа и наладки средств измерений.

Риски, связанные с отношениями собственности на средства измерений

Рассмотрим случаи, когда средства измерений принадлежат либо полностью субъекту рынка, либо полностью ОКУ, либо частично ОКУ, частично субъекту рынка. Под средствами измерений здесь понимаются технические компоненты ИК, состоящего из первичных преобразователей тока и напряжения, электрических проводников, клеммников, счетчиков электрической энергии, а также УСПД и соединительные проводники между счетчиками и УСПД. Ниже используется понятие обладателя информации в редакции федерального закона 149-ФЗ как лица, самостоятельно создавшего информацию либо получившего на основании закона или договора право разрешать или ограничивать доступ к информации, определяемой по каким-либо признакам.

Средства измерений принадлежат в полном объеме субъекту рынка. Обладатель информации – субъект рынка.

ОКУ производит измерительные операции, получая доступ к ИС (АИИС КУЭ) на основании договора или соглашения. Вероятен риск встречных требований субъекта рынка к ОКУ об оплате информации.

Эксплуатация ИС может осуществляться как ОКУ, так и субъектом рынка. Если ОКУ не эксплуатирует ИС (АИИС КУЭ), то он не несет ответственности за их состояние. Тогда имеет место риск неполучения информации или ее плохого качества, обусловленный ненадлежащей эксплуатацией технических средств.

В данном случае у ОКУ нет составляющей капитализации за счет основных фондов, связанных с ИС (АИИС КУЭ), но ОКУ не несет и затрат на эксплуатацию соответствующих технических средств. Модернизация технических средств учета в соответствии с требованиями ОКУ и (или) нормативных документов затруднена из-за отсутствия прямой заинтересованности владельца.

Это вариант допустимый, но повышающий технологические риски операционной деятельности ОКУ.

Средства измерений принадлежат в полном объеме ОКУ. Обладатель информации – ОКУ.

Если в собственности ОКУ находятся все ИК и УСПД, располагающиеся на территории сетевой компании, потребителя или ГК, то весьма вероятен отказ в доступе к аппаратуре и электрическим цепям. При осуществлении эксплуатации комплекса субъектом рынка присутствуют риски, связанные с недобросовестной эксплуатацией комплексов, затруднена модернизация и техническое перевооружение ИС (АИИС КУЭ) в условиях «чужого» РУ.

Если ОКУ эксплуатирует ИС, то риски неполучения информации полностью управляются ОКУ. Основные производственные фонды, связанные с коммерческим учетом, увеличивают капитализацию оператора. Однако при этом возникают риски конфликтов между ОКУ и собственником электроустановки, например, вследствие несовпадения планов вывода в ремонт основного оборудования.

Средства измерений принадлежат частично субъекту рынка, частично ОКУ. Право обладания информацией законом не определено.

Достаточно распространенный на сегодняшний день случай, когда на территории электроустановки одного субъекта рынка находятся счетчики и УСПД, принадлежащие смежному субъекту рынка. При этом ТТ и ТН, их вторичные цепи и монтажные устройства (шкафы, клеммники и т. д.) – собственность владельца электроустановки. Основной риск – конфликт из-за отсутствия нормативного указания, как определять в этом случае обладателя информации. Урегулирование возможно путем взаимного согласия, нашедшего отражение в договоре или соглашении.

Ущерб от реализации рассматриваемых рисков может быть возмещен полностью или частично при страховании рискоопасных событий.

Риски смены модели рынка или модели коммерческого учета

Риски смены модели рынка можно подразделить на регуляторные и рыночные.

Регуляторные риски возникают в связи с вмешательством государственных органов в деятельность энергетических компаний и ОКУ, которое носит ограничительный характер. К ним относятся:

риски тарифного регулирования (для сетевых организаций, ГП, СО и НП «АТС»);

риски технического регулирования (технические регламенты, стандарты);

риски антимонопольного регулирования;

иные риски, в т. ч. неопределенность специального законодательства.

ОКУ не может управлять рассмотренной категорией рисков самостоятельно. Их надо принять и учесть в своей деятельности. Здесь возможен такой инструмент хеджирования, как страхование.

Риски тарифного регулирования являются наиболее серьезными. В среднесрочной перспективе тарифное регулирование будет по-прежнему оказывать определяющее влияние на экономику компаний, работающих в сфере электроэнергетики. В мировой практике принято повышать предсказуемость тарифного регулирования для снижения регуляторных рисков.

Риски технического регулирования связаны со сложностью выполнения различных стандартов и регламентов, а также частым их изменением и ужесточением.

Говоря о рисках антимонопольного регулирования, стоит отметить, что Федеральная антимонопольная служба (ФАС) по-прежнему намерена руководствоваться субъективными критериями при одобрении сделок (принятии решений) по итогам антимонопольных расследований.

Рыночные риски обусловлены изменением правил функционирования оптового или розничных рынков, колебаниями цен, изменением процентных ставок, уровня ликвидности ценных бумаг и т. д. Их можно разделить:

на риски, связанные с процентной ставкой – риски изменения стоимости капитала;

транзакционные риски – риски влияния крупных транзакций на параметры рынка (например, цену);

инфраструктурные риски – состояние инфраструктуры рынка.

В свою очередь, риски смены модели коммерческого учета также носят характер регуляторных и рыночных рисков. Первые возникают при административном давлении государственных органов, направленном на ограничение конкуренции в бизнесе ОКУ; вторые связаны с изменением правил коммерческого учета, появлением мощных конкурентов, увеличением степени аффилированности субъектов рынка и др.

Технологические риски

К технологическим рискам относятся ошибки при измерениях, расчетах и (или) учете, нарушение сроков представления информации, сбои в программном обеспечении, утрата базы данных, а также любое иное нарушение технологических условий, связанных с исполнением ОКУ своих услуг по договору (соглашению). Рассмотрим следующую их классификацию.

Операционные риски возникают в связи с несовершенством организации процессов, ошибками персонала, неблагоприятными внешними событиями.

Технические риски являются следствиями технических неисправностей, некачественных ремонтов, физическим и моральным износом аппаратуры.

Риски непрерывности бизнеса обусловлены нарушениями нормального режима выполнения бизнес-процессов ОКУ в течение такого промежутка времени, когда появляется вероятность его несоответствия технологическим условиям договора (соглашения). Данные риски требуют специального изучения и не могут быть предсказаны по результатам деятельности российских ОКУ вследствие непредставительности имеющейся информации.

Операционные и технические риски связаны с использованием в деятельности ОКУ измерительных и информационных систем. При этом наблюдается так называемый «эффект масштаба», когда появляются специфические трудности при интеграции ряда локальных относительно простых систем в сложную систему. Создание мощного IT-обеспечения деятельности ОКУ, подключение к базам данных все новых АИИС КУЭ влечет за собой риски появления новых эффектов, которых нельзя было предвидеть при проектировании информационной системы.

Риск ликвидации ОКу из-за ненадлежащего исполнения функций основной деятельности

Может реализоваться из-за просчетов в организации ОКУ, грубых ошибок в операционной деятельности, а также при отсутствии адекватного ответа на изменения правил рынков. Неблагоприятное событие в сфере основных видов бизнеса ОКУ не может произойти мгновенно, поэтому при правильно поставленной работе с заказчиками риск легко управляем. Однако здесь требуется постоянный мониторинг внешней среды (законодательство, экономическая ситуация в стране, ход реформы электроэнергетики) и качества оказываемых услуг.

Система управления рисками

Управление рисками ОКУ целесообразно выстраивать на комплексной основе. Оно должно включать в себя следующие элементы контроля:

среда внутреннего контроля – повышение осведомленности сотрудников об управлении рисками и системе контроля. Система внутреннего контроля должна стать частью корпоративной культуры;

выявление рисков и целей контроля – своевременное выявление рисков, распределение полномочий по управлению ими и установление четких целей контроля;

информация и информирование – получение своевременной, достоверной и адекватной информации по рискам. Контрольная информация должна передаваться заранее определенным получателям из числа руководства;

процедуры внутреннего контроля – процедуры, обеспечивающие полный и точный учет операций, соблюдение требований законодательных и нормативных актов, надежность обработки данных и целостность информации;

мониторинг и корректировка – выявление изменений внешних и внутренних условий деятельности, требующих соответствующих модификаций процедур внутреннего контроля, выявления недостатков и осуществления корректировок.

При определении эффективности системы внутреннего контроля необходимо учитывать не конкретные методы и технологии, количество проведенных проверок или выявленных ошибок, а действия (или бездействие) менеджмента и владельцев ОКУ, направленные на внедрение внутреннего контроля во все бизнес-процессы, своевременную оценку рисков и эффективности мер контроля, применяемых для смягчения их воздействия.

Для построения системы управления рисками целесообразно применять комплекс мер, включающий в себя следующие основные компоненты.

1. Формирование политики управления рисками на уровне совета директоров с определением толерантности к риску по основным направлениям деятельности ОКУ, сопряженной с иерархией управления и ресурсами компании.

2. Типологизация, идентификация и ранжирование групп рисков по основным направлениям деятельности на уровне топ-менеджмента.

ОКУ.

3. Оценка основных групп рисков и определение способов управления рисками (уклонения, компенсация, минимизация и т. п.) на уровне исполнительного менеджмента.

4. Формирование интегральных карт полномочий и ответственности за управление рисками по всей иерархии управления и разным функциональным подразделениям компании.

Для снижения рисков ОКУ можно рекомендовать следующие действия, направленные на их минимизацию:

предоставление сбытовым, сетевым и генерирующим компаниям особых условий при оказании услуг;

внедрение только экономически обоснованных инвестиционных проектов по развитию АИИС КУЭ и IT-обеспечения;

осуществление мероприятий по снижению издержек при оказании услуг;

создание системы найма персонала с несколькими ступенями тестирования, собеседований и других мероприятий, которые позволят принимать на работу в ОКУ наиболее подготовленных специалистов, имеющих опыт работы и необходимые навыки;

создание системы обучения сотрудников, повышения их квалификации, ежегодной аттестации;

внедрение современного информационного обеспечения по учету электроэнергии на основании передовых IT-решений;

отслеживание изменений нормативной базы и оперативное изменение схем работы с заказчиками;

разработка эффективной системы регламентной документации, включающей в себя положения о подразделениях, должностные инструкции, регламенты деятельности с указанием задач, функций и ответственности менеджеров за своевременность и правильность принятия решений по минимизации рисков в сфере их компетенции;

расширение клиентской базы (сетевые организации, ЭСК, ГК, НП «АТС», СО и компании, осуществляющие тепло-, водо– и газоснабжение);

расширение спектра предлагаемых услуг (коммерческий учет газа, воды, тепловой энергии, услуги связи)

популяризация своей деятельности, разъяснительная работа с государственными органами, органами местного самоуправления, с населением и бизнес-партнерами.

Глава 8 ОСОБЕННОСТИ КОММЕРЦИАЛИЗАЦИИ БИЛЛИНГА В БЫТОВОМ СЕКТОРЕ

Одним из наиболее перспективных направлений деятельности ОКУ является оказание биллинговых услуг потребителям – гражданам. Опыт сбытовой деятельности и маркетинговые исследования показали, что целевые потребности этой клиентуры сводятся к следующим основным положениям:

получать единый счет по всем видам коммунальных услуг;

решать все вопросы в одной организации;

совершать любые регулярные платежи там, где удобно;

получать всю необходимую информацию так, как этого хочется.

ОКУ по характеру своей деятельности и статусу как нельзя лучше может удовлетворять этим требованиям. Однако полностью соответствовать запросам бытового клиента ОКУ сможет, только обладая соответствующими технологическими возможностями. К ним относятся: единая высокоэффективная IT-платформа и автоматизация сбора первичных данных коммерческого учета.

Наиболее актуальной на сегодняшний день задачей является организация автоматизированных систем измерения объемов электроэнергии у бытовых потребителей, сбора и регистрации данных. Этому вопросу посвящены исследования и разработки многих специалистов и фирм, как в России, так и за рубежом. Большой вклад в постановку и решение технических вопросов коммерческого учета в нашей стране принадлежит В. В. Тубинису, идеи которого [10, 11] будут использованы при дальнейшем изложении материала данной главы.

Современное состояние биллинга и перспективы его развития

Энергоснабжение потребителей (абонентов) в бытовом секторе имеет следующие особенности:

относительно малый в большинстве регионов (за исключением крупных городов) удельный вес бытового потребления в балансе электроэнергии страны;

достаточно низкое по сравнению с передовыми индустриальными странами потребление среднего российского бытового абонента;

многочисленность бытовых абонентов, сосредоточенных, главным образом, в городах и поселках городского типа;

практическое отсутствие эксплуатации внутридомовых сетей в многоэтажных домах и их незащищенность от вандализма;

низкие тарифы для населения, обусловленные все еще существующим явным и неявным «перекрестным субсидированием».

Упомянутые особенности делали до последнего времени экономически нецелесообразным простой перенос автоматизированных систем учета, используемых на промышленных предприятиях, даже в многоквартирные городские дома, не говоря уже о сельской местности. При существующих в России тарифах они просто не окупали себя в разумные сроки.

Исторически сложилось так, что до конца 90-х годов ХХ века в балансе электроэнергии страны доля бытового электропотребления не превышала 12 %, а в соответствующем финансовом балансе – всего 3–4 %. Поэтому в свое время было признано нецелесообразным содержать штат «бытовых» контролеров в энергосбытовых организациях (в т. ч. в сбытовых подразделениях Минэнерго СССР, а в последствии – РАО «ЕЭС России»). С тех пор плата за электроэнергию, потребленную на бытовые нужды, осуществляется на уникальном принципе «самообслуживания», [19] при котором абонент сам себе выписывает счет, снимая показания счетчика, когда ему это заблагорассудится, и вносит плату, не соблюдая установленных сроков.

После ликвидации существующего в России перекрестного субсидирования и доведения тарифов на электроэнергию у бытовых потребителей до уровня, компенсирующего затраты на ее производство, распределение и сбыт с учетом нормативного уровня прибыли, доля бытового сектора в балансе доходов сбытовых компаний существенно увеличится. Одновременно обострятся проблемы «неплатежей» и воровства электроэнергии. Мировой опыт свидетельствует, что если «быт» приносит более 20 % доходов, то сбытовые компании вынуждены принимать специальные меры по повышению уровня «собираемости» платежей от населения. Например, выполнять дистанционное автоматизированное снятие показаний со счетчиков; автоматизировать выписку счетов. С организационной точки зрения это, безусловно, приведет к отмене в таких регионах системы «самообслуживания» и заставит местные сбытовые компании заниматься выпиской счетов бытовым потребителям со всеми вытекающими из этой массовой процедуры последствиями.

Учитывая вышесказанное, а также отечественный и мировой опыт организации биллинга в бытовом секторе, можно выделить следующие основные проблемы сбора платежей за использованную бытовыми потребителями электроэнергию.

Переход к периодическому (ежемесячному или ежеквартальному) массовому списанию показаний счетчиков контролерами энергосбытовых компаний резко обострит задачу попадания самих контролеров к местам установки счетчиков, не говоря уже о многократном увеличении численности контролеров. В качестве альтернативы становится актуальной организация дистанционного считывания показаний счетчиков.

При массовом списании показаний счетчиков контролерами необходимо будет свести к минимуму искажение показаний счетчиков самими контролерами в результате самопроизвольных ошибок или преднамеренных действий. В данном случае одним из путей решения проблемы следует считать возможность оснащения счетчиков устройствами для считывания с них показаний на переносные носители информации. Тогда самим контролерам необходимо иметь средства для осуществления такого считывания (например, переносной пульт, notebook). В результате контролеры превращаются в «носителей пультов» и лишаются возможности изменять показания счетчиков.

Размещение самого счетчика необходимо производить таким образом, чтобы это было удобно и самому потребителю, и контролеру энергоснабжающей организации. В России счетчики стоят в подъездах домов, в США счетчики ставят у входа в дом, что очень удобно контролерам, но неудобно «бережливым» потребителям, желающим почаще смотреть на него для обеспечения экономии. Во многих странах счетчики ставят внутри квартир, что очень удобно потребителям, но совсем неудобно контролерам. Учитывая, что квартира жителя промышленно развитых стран оснащена несколькими счетчиками (газа, тепла, горячей и холодной воды, электричества), которые эксплуатируются зачастую разными энергокомпаниями, проблема эта не простая и требует комплексного решения. По мере удорожания топливно-энергетических ресурсов и развития жилищно-коммунальной реформы она обострится и в нашей стране.

Неизбежный рост тарифов на оптовом и розничном рынках также неизбежно приведет к развитию тарифного меню для бытовых потребителей. Появятся новые для России виды тарифов (например, блочные или ступенчатые, когда стоимость электроэнергии зависит от объема ее потребления, дифференцированные по зонам суток и дням недели и т. п.) и новые системы оплаты за израсходованную электроэнергию (система предоплаты и пр.). Однако если исходить из необходимости строгого соблюдения положений действующего Гражданского Кодекса РФ, ФЗ «О конкуренции и ограничении монополистической деятельности на товарных рынках» и ФЗ «О защите прав потребителей» потребитель сам должен выбирать наиболее выгодный для него тариф (как это делается в большинстве стран с развитой рыночной экономикой). Это неизбежно приведет к появлению в одном многоквартирном доме нескольких различных типов счетчиков, что значительно усложнит и удорожит эксплуатацию этих дорогостоящих устройств, обострит вопрос об их сохранности в этажных щитках, а в отдельных случаях потребует нестандартных решений по их размещению, когда они не будут вписываться в стандартные щитки.

Кроме того, каждый раз, когда потребитель захочет поменять свою тарифную систему, необходимо будет демонтировать у него старые счетчики и устанавливать новые. Для ликвидации возникающих при этом трудностей необходимо вносить соответствующие изменения и дополнения в нормы проектирования и другие нормативно-технические документы.

Массовая выписка счетов для многочисленных бытовых потребителей и необходимость исключения неизбежно возникающих при этом ошибок потребуют максимальной механизации и автоматизации этого процесса.

Одной из моделей организации биллинга в бытовом секторе является введение коммерческого учета в целом по многоквартирному дому, по товариществу собственников жилья (ТСЖ) или другой структуре, ответственной за эксплуатацию внутридомовых электрических сетей (владеющей этой сетью). [20] Такая модель имеет следующие преимущества:

коммерческий учет организуется там, где ему и надлежит быть – на границе балансовой принадлежности между сетевой компанией и внутридомовой сетью, имеющей другого собственника;

система коммерческого учета сбытовой компании вследствие резкого уменьшения объема задачи гораздо проще подвергается автоматизации, реконструкции и техническому перевооружению;

упрощается биллинг для энергосбытовой компании. Острота проблемы автоматизации системы коммерческого учета снижается, т. к. становится возможным визуальное считывание показаний приборов учета (расположенных во вводных распределительных устройствах домов) уполномоченным персоналом (контролерами);

упрощается определение технических и коммерческих потерь в сетях сетевых компаний, повышается точность их расчетов.

В то же время потребуется организация самой трудоемкой и «грязной» работы по сбору денежных средств за использованную электроэнергию с бытовых потребителей на уровне ТСЖ, жилищно-эксплуатационных структур и т. д. Введение такой модели является компетенцией региональной администрации и должно быть опробовано в нескольких разных городах или поселках с многоэтажной застройкой.

Что касается коттеджной застройки, то повсеместной нормой должна стать организация «вынесенного» учета, допускающего съем показаний приборов за границей частных владений.

АСКУЭ бытовых потребителей за рубежом

Во многих странах с развитой рыночной экономикой все ранее перечисленные проблемы энергосбытоых организаций решаются путем внедрения АСКУЭ у бытовых потребителей.

В мировой практике подобные системы имеют обозначение «AMR systems» (Automatic meter reading (AMR) – система автоматического считывания показаний счетчиков). Почти все мировые приборостроительные компании много лет работали над созданием простых, надежных и «дешевых» счетчиков и автоматизированных систем для бытовых потребителей. При разработке таких систем соблюдались два основных подхода: система должна быть окупаемой и обеспечивать повышенную надежность функционирования. В настоящее время такие системы созданы, производятся серийно и массово внедряются во многих странах, как развитых, так и развивающихся. Отличительной особенностью большинства подобных систем является использование PLC– технологий. [21] е. передачи данных по силовой сети.

Технические решения, используемые в системах AMR на базе PLC-технологий, позволяют:

у большинства потребителей сохранить дешевые однотарифные индукционные или электронные счетчики с передачей данных от них по силовой сети в групповые устройства сбора данных;

внедрять у каждого потребителя любые новые тарифные системы, изменяя только программное обеспечение в устройстве сбора данных, без каких бы то ни было монтажных работ и замены счетчиков;

за несколько секунд списывать показания счетчиков по многоквартирному дому дистанционно, не входя в помещения, где они установлены; при этом сами контролеры лишаются возможности изменять показания счетчиков;

выявлять хищения электроэнергии, сигнализировать об этом и даже дистанционно отключать неплательщиков.

Наиболее известный пример успешного внедрения технологии AMR – итальянская система Telegestore.

В настоящее время в Италии крупнейшая национальная энергоснабжающая компания Enel завершает работы по созданию уникальной автоматизированной системы Telegestore для бытовых потребителей, которая позволит ей не только дистанционно считывать показания счетчиков, но и централизованно управлять электропотреблением и распределительной сетью. Успешно осуществлена массовая замена 30 млн устаревших индукционных счетчиков на специальные электронные счетчики, объединенные по PLC-технологии в единую систему дистанционного управления абонентской сетью.

Система очень эффективна в экономическом отношении. Enel, исходя из существующих расценок на электроэнергию и применимых норм, предположила окупаемость системы в течение 5 лет, что подтвердилось в процессе эксплуатации. Основной составляющей экономической эффективности проекта Telegestore является снижение собственных затрат компании Enel на организацию снятия показаний счетчиков, изменения контрактных условий у потребителя и выписки счетов. Конечно же, при внедрении проекта снижаются и неплатежи (в среднем, как считают итальянские специалисты, на 6 %). Эффект от выравнивания графика нагрузки при этом даже не учитывался, так как действовавшая и до внедрения Telegestore система тарифов тоже его обеспечивала, только с большими затратами.

Telegestore позволяет выполнять:

дистанционное управление потреблением электроэнергии с учетом дифференцированных тарифов;

дистанционное изменение параметров контракта (заявленной потребности в электроэнергии);

дистанционное отключение потребителя в случае необходимости (например, в случае расторжения контракта);

контроль качества услуг, предоставляемых каждому отдельному абоненту (число и продолжительность прерываний);

обнаружение и предотвращение случаев мошенничества;

передачу данных абоненту в режиме реального времени для поддержки алгоритмов управления нагрузкой и многотарифности;

управление нагрузкой, доступное для абонента;

передачу абоненту сообщений о потреблении электроэнергии и технико-коммерческих сообщений, а также информации для управления нагрузкой в режиме реального времени.

Кроме того, Telegestore может обеспечить переход бытовых потребителей на тарифную систему, дифференцированную по потребляемой мощности. При этом в контракте с абонентом оговариваются различные пороги (контрактные пределы) и характеристики сети низкого напряжения (уставки защиты). Максимальный порог потребляемой мощности может изменяться с шагом 0,1 кВт до 10 кВт для одной фазы и 200 кВт для многофазной сети. Потребление электроэнергии сверх заявленного предела регулируется следующими способами:

немедленное отключение;

предупредительный сигнал и отсроченное отключение;

регистрация данных о потреблении в специальном регистре для правильного биллинга без отключения.

Системы с передачей информации по силовой сети универсальны и многофункциональны, так как наравне с обработкой информации о потреблении различных видов энергетических ресурсов могут легко быть дополнены и другими функциями, например охранно-пожарной сигнализацией. Это только повышает их эффективность и снижает сроки окупаемости.

Ниже приведены краткие технические описания зарубежных систем AMR на базе PLC-технологий.

Итальянская оптимизированная система дистанционного снятия данных и телеуправления по силовой сети – MITOS (Meter Integrated Telemanagement Optimised System)

MITOS представляет собой новейший комплекс технических средств для энергосбытовых организаций, автоматизирующих их работу с бытовыми потребителями электроэнергии. Система разработана и серийно выпускается «Центром разработки систем дистанционного телеуправления энергопотреблением» и заводом фирмы «Шлюмберже» (Милан, Италия).

Система отвечает требованиям надежности и окупаемости. Она представляет собой законченный ряд устройств модульной конструкции, приспосабливаемых под конкретные нужды энергосбытовой организации. MITOS обеспечивает двусторонний обмен данными по проводам электрической сети низкого напряжения (на одной ступени трансформации) между традиционными индукционными одно-и трехфазными счетчиками существующей двухтарифной системы, дополненных специальными электронными компонентами, и другими элементами системы.

Компоненты системы встраиваются в корпуса счетчиков производства фирмы «Шлюмберже». Помимо дистанционного снятия показаний система обеспечивает такие функции, как выявление хищений электроэнергии, дистанционное отключение и подключение абонента, переключение тарифов, управление энергопотреблением абонента и т. п. Все элементы системы могут быть переконфигурированы дистанционно. Модульность системы позволяет оптимизировать ее архитектуру, обеспечивая наименьшие расходы при установке и эксплуатации.

Предлагаются следующие варианты построения системы.

1.  Централизованная архитектура. Предназначена для густонаселенных районов. Включает в себя установленные в корпусах счетчиков интерфейсные модули, один концентратор на каждый распределительный трансформатор и центральное оборудование. Централизованная архитектура позволяет энергосбытовой организации управлять работой всей системы с центрального пункта, избегая необходимости нанесения визита в жилище абонента и к местам установки концентраторов.

2.  Полуцентрализованная архитектура. Наиболее удобна для работы с коммерческими абонентами (по принятой в России терминологии, мелкомоторные потребители). Может служить основой для создания эффективной системы телеуправления потреблением.

Включает в себя установленные в корпусах счетчиков интерфейсные модули, необходимую инфраструктуру (один концентратор на каждый распределительный трансформатор). Функции управления и конфигурирования выполняются специальной программой портативного компьютера, соединенного с последовательным портом концентратора.

Данная архитектура позволяет энергосбытовой организации производить измерения, минимизируя расходы на центральное оборудование, избегая необходимости нанесения визита абоненту и посещая только места установки концентраторов с портативным компьютером.

3.  Децентрализованная архитектура. Разработана для применения в местах с низкой плотностью потребителей (счетчиков электроэнергии).

Включает в себя установленные в корпусах счетчиков интерфейсные модули и приставки. Функции управления и конфигурирования выполняются специальной программой портативного компьютера, соединенного при помощи интерфейса с любой доступной точкой электрической сети (подключение через любую розетку в той сети, где имеются счетчики, снабженные интерфейсными модулями).

Децентрализованная архитектура позволяет производить дистанционное снятие показаний счетчиков и управление энергопотреблением, решая проблему доступа в жилища абонентов.

Система MITOS имеет относительно низкую стоимость (от 60 долларов США на счетчик). По информации фирмы «Шлюмберже», один из ее заводов в Португалии также начал выпуск систем подобного типа.

Израильская система управления потреблением электроэнергии EPSM (фирмы POWERCOM)

Израильская компания POWERCOM, член группы компаний DSI, занимается производством высоких технологий для военного и гражданского потребительского рынка по всему миру. Разработанная компанией система EPSM (система контроля и управления электроснабжением) дает возможность энергосбытовым организациям решать задачи автоматического считывания показаний счетчиков, управления нагрузкой, обнаружения несанкционированного потребления энергии и внедрения схем многотарифной оплаты энергии у потребителей, оснащенных простейшими однотарифными индукционными счетчиками.

Структурная организация системы EPSM аналогична структуре централизованной системы итальянской MITOS, т. к. она состоит из тех же составных частей: центрального компьютера, концентратора и блока дистанционного управления счетчиком (RMU). По особому заказу в случае необходимости система может быть дополнена блоком отключения нагрузки и образцовыми счетчиками для решения спорных вопросов учета.

Блоки RMU приспособлены к совместной работе с существующими электромеханическими счетчиками. RMU считывает показания, эти данные заносятся в запоминающее устройство, а затем передаются в концентратор по имеющимся проводам электросети с использованием специальных PLC-модемов. Передача информации по проводам электросети основана на технологии широкополосной связи, которая была специально разработана для военных целей, чтобы обеспечить надежную связь в условиях большой насыщенности электронными помехами. RMU принимает от концентратора команды, такие как изменение тарифного периода или цены на энергию, установку часов, отключение или включение квартирной сети или предварительно заданных нагрузок.

Центральный компьютер собирает информацию от всех концентраторов и передает данные о периодах потребления энергии и объеме потребленной энергии на компьютер энергосбытовой компании по линиям городской телефонной сети, по радио или линиям сотовой системы передачи цифровой информации (пейджерная связь).

Система осуществляет функции:

накопления данных по потреблению энергии в различные тарифные зоны суток;

накопления данных по спросу (потребности в электроэнергии); отключения потребителя (по отдельному заказу); обнаружения хищений энергии (по отдельному заказу); регистрации потребления по каждой фазе (по отдельному заказу); встроенного анализатора состояния (диагностики); гибкого автоматического поиска пути связи; автоматической установки связи.

Среди функций системы особый интерес представляет функция обнаружения хищений, которая может осуществляться по трем ступеням.

1– я ступень. Сравнение показаний трех контрольных RMU с суммой показаний всех RMU индивидуальных потребителей. Если разница этих двух величин слишком велика, – это сигнал тревоги.

2– я ступень. Применение детектора хищения, встроенного в RMU, который укажет на потребителя, ворующего электроэнергию. Детектор хищения представляет собой дифференциальный датчик, обнаруживающий обратное вращение диска счетчика.

3– я ступень. Применение сложного алгоритма, встроенного в RMU и концентратор, позволяющего обнаружить другие случаи нелегального потребления энергии.

Накопление данных по потреблению энергии в различные тарифные зоны суток означает, что все показания квалифицируются в зависимости от периода пользования энергией. Это позволяет применять многотарифный метод оплаты, при котором каждому периоду времени соответствует определенный тариф. В системе применяют различные тарифы в зависимости от дня недели (рабочие или нерабочие дни), вида потребителя (промышленный или бытовой) и т. п. Тарифы могут меняться с учетом инфляции или других изменений ценовой политики. Таблицы тарифов вводятся в систему оператором центрального компьютера. В центральном компьютере находятся и главные часы системы, синхронизирующие работу всех остальных элементов.

Данные по потреблению подсчитываются и формируются в блоки каждые 5 минут.

Швейцарская система управления потреблением электроэнергии DATAGIR AMDES (фирмы LANDIS & GYR)

В швейцарском городе Цуг на заводе фирмы «Ландис и Гир» производятся системы DATAGIR AMDES (Automatic Meter Data Exchange System) с двусторонней передачей информации по силовой сети, аналогичной системам MITOS и POWERCOM.

Система имеет возможность: переключать тарифы; управлять нагрузкой;

дистанционно считывать показания счетчиков; сигнализировать о происходящих событиях.

Имеется также функция комплексного оперативного управления потреблением энергоресурсов (электроэнергия, газ, вода, тепловая энергия).

Система включает в себя устройства передачи данных со счетчиков (MCU) в точках учета и управления, расположенных по всей силовой сети одной ступени трансформации (0,4 кВ). Эти устройства используют сеть 0,4 кВ для передачи данных в региональные концентраторы (RC), которые, в свою очередь, передают данные на центральную станцию С2ООО различными способами (по телефонным линиям, радиоканалам, сети линий высокого напряжения). Центральная станция рассылает информацию в MCU через RC, обеспечивая двустороннюю систему передачи данных.

Устройства MCU устанавливаются у потребителей энергии и подключаются к сети 0,4 кВ, т. е. к коммуникационному каналу. MCU считывает показания со счетчиков, переключает реле, обрабатывает и передает данные в RC. MCU может запоминать данные со счетчиков, имеющих как цифровые, так и импульсные выходы. Оно может оснащаться тарифным модулем, что позволяет изменять тарифы дистанционно. Модульная конструкция MCU дает возможность адаптировать его для любых потребителей.

RC является связующим элементом системы между центральной станцией и подсоединенным к нему MCU. Он обнаруживает и регистрирует новые MCU, добавляемые в сеть, и таким образом автоматически формирует и корректирует конфигурацию системы. RC автоматически распределяет задания от центральной станции, собирает данные, запрашиваемые из MCU, и сохраняет их до тех пор, пока они не будут считаны центральной станцией. RC регулярно синхронизирует время и дату для всех MCU. Различные RC могут выполнять свои функции как одновременно, так и независимо друг от друга.

Центральная станция С2ООО – это своего рода интерфейс между оператором и существующими системами обработки данных учета для одного или нескольких видов энергоносителей и воды. Она организует связь с RC, посылает им команды, запрашивает данные, собранные RC, обрабатывает их, сохраняет в базе данных и представляет результаты в графической или табличной форме.

В системе DATAGIR AMDES данные защищены от фальсификации ввиду их важности (безопасность для платежных документов и т. п.). Все модули имеют ограниченный доступ (система паролей). Например, после запроса с центральной станции RC сначала идентифицирует запрашивающего и проверяет его полномочия.

АСКУЭ бытовых потребителей в России

Ряд российских производителей также наладил выпуск технических средств АСКУЭ бытовых потребителей.

Например, в ОАО «Мосэнерго» совместно с Московским заводом электроизмерительных приборов (МЗЭП) был разработан комплекс технических средств КТС «ЭМОС-МЗЭП».

Архитектура КТС «ЭМОС-МЗЭП» во многом похожа на архитектуру описанных выше зарубежных систем. Контроллеры счетчиков (КС) устанавливаются на клеммную крышку одного из счетчиков в этажных осветительных щитках многоквартирных жилых домов (по одному на щиток) и подключаются к одной из фаз сети 220 В. Телеметрические выходы счетчиков и выходы переключения тарифов соединяются с соответствующими выходами КС. Один КС рассчитан на работу с 4 счетчиками. Для организации учета по тарифу, дифференцированному по двум зонам суток, в системе могут использоваться как двухтарифные, так и однотарифные счетчики, имеющие телеметрические датчики. В последнем случае несколько усложняется программное обеспечение КС, но удешевляется стоимость системы за счет использования более дешевых однотарифных счетчиков.

Кроме того, на каждые четыре счетчика предусматривается установка индикатора для предоставления абонентам всех данных, необходимых для правильной оплаты за электроэнергию:

номер квартиры,

потребление по каждому из двух тарифов в рублях и киловатт-часах, время действия тарифов и их величина.

Индикаторы монтируются рядом со щитками и связываются кабелем с соответствующим КС.

В щитовой комнате дома либо на трансформаторной подстанции устанавливается контроллер сети – накопитель (КСН), который подключается к сети 220 В. КСН обеспечивает работу по обмену данными с 255 удаленными счетчиками через 64 КС. К КСН могут быть подключены также до 8 счетчиков суммарного потребления энергии бытовыми абонентами. Последние предназначены для обнаружения фактов хищения балансовым методом и для учета потребления на технические нужды дома (лифты, освещение подъездов и т. п.).

Перед пуском системы в КСН с помощью переносного компьютера вводятся по каждому удаленному и непосредственно подключенному счетчику коэффициенты пересчета и начальные показания по двум тарифным зонам. После подачи сетевого напряжения эти данные автоматически перезаписываются по проводам сети 220 В в соответствующие КС счетчиков. С данного момента в каждом КС по каждому счетчику производится пересчет телеметрических импульсов в киловатт-часы потребленной энергии.

Сигналы переключения тарифов в соответствии с уставками передаются в КСН от встроенных часов по проводам сети. Сигналы принимаются всеми КС и отрабатываются на подключенных к ним счетчиках. Кроме того, каждые сутки в 0 часов КСН производит последовательный запрос данных, накопленных по каждому счетчику в КС, и запись их в свою память. По истечении месяца с КСН передается сигнал, по которому производится фиксация в КС данных потребления за месяц. Соответствующие данные фиксируются в памяти КСН.

В памяти КСН регистрируются также различные события с фиксацией даты и времени: отключение/включение сетевого напряжения, прием сообщений с телесигнализацией от КС (открытие/закрытие дверей этажных осветительных щитков, обрыв/восстановление проводных линий связи КС со счетчиками), отключение/включение отдельных потребителей по командам, введенным в КСН, отказы в работе отдельных КС.

При пропадании сетевого напряжения данные, хранимые в памяти КС и КСН, сохраняются в течение нескольких лет.

Средством сбора данных из КСН служат электронные сменные носители информации (СНИ) с емкостью на 510 абонентов каждый и сроком хранения данных до 10 лет.

В городском отделении (участке) энергосбытовой компании организуется автоматизированное рабочее место (АРМ) контролера, оборудованное компьютером с базой данных по энергопотреблению и платежам бытовых абонентов. Перед выходом на объекты контролер подключает СНИ к компьютеру, с которого в СНИ записывается справочная информация об абонентах, инструкции контролеру и маршрут. Вся эта информация может быть просмотрена на дисплее электронной книжки контролера (ЭКК) при установке в него СНИ. При подходе к месту установки КСН контролер подключает к соответствующему разъему КСН «чистый» СНИ, и в течение 10 секунд вся информация по энергопотреблению из КСН переписывается в СНИ.

После этого контролер имеет возможность просмотреть считанные из КСН данные на индикаторе ЭКК. Контролер вводит в ЭКК с клавиатуры любую необходимую дополнительную информацию, но при этом не может изменить данные коммерческого учета.

После окончания сбора данных контролер возвращается в отделение (участок) и передает СНИ с записанной информацией старшему контролеру для ввода в компьютер, дальнейшей обработки и выписки счетов.

Система внедрена в объеме, обеспечивающем снятие показаний счетчиков абонентов, расположенных почти в двухстах многоквартирных московских домах с кабельными сетями напряжением 0,4 кВ, а также в коттеджном поселке в Ростовской области с воздушными сетями.

Создатели системы представляют ее дальнейшее совершенствование в следующем направлении.

Каждый абонент будет обеспечен персональной электронной книжкой абонента (ЭКА), по конструкции аналогичной СНИ. Подключив ее к соответствующему разъему индикатора, имеющегося на каждом этаже, абонент может просмотреть на подсвечиваемом жидкокристаллическом дисплее потребление по каждому из двух тарифов в рублях и киловатт-часах, время действия тарифов и их величину, общую задолженность за предыдущий месяц. Список данных может быть легко расширен. С помощью ЭКА и считывающей аппаратуры в банке станет возможным получение абонентом информации об оплате своих обязательств. В индикаторе предусмотрено и звуковое оповещение потребителя о задержке оплаты.

Данная система легко позволяет перейти к режиму предварительной оплаты за электроэнергию. Это станет возможным после дооснащения счетчиков устройствами отключения потребителя, которые по команде с КСН произведут отключение потребителя в случае длительной неуплаты после неоднократных предупреждений или при значительном превышении им допустимой потребляемой мощности.

Данная система легко превращается в централизованную, если КСН дооснастить модемом для передачи данных по телефонным сетям на центр обработки информации энергосбытовой компании.

Система легко может быть расширена путем подключения к ней счетчиков газа, воды, тепла. В случае централизованного варианта применения к ней может быть подключена и охранная сигнализация квартир. При этом ЭКА может быть использована в качестве единой книжки платежей за коммунальные услуги.

Стоимость автоматизации в пересчете на одного абонента сегодня не превышает стоимости двухтарифного счетчика. Затраты времени и средств на массовую автоматизацию при этом минимальные, так как линии связи – провода силовой сети – уже существуют.

Кроме системы КТС «ЭМОС-МЗЭП» собственные разработки и внедренные пилот-проекты в области автоматизации учета имеют ОАО «ЛЭМЗ» (Санкт-Петербург), фирма «Континиум», ООО «ИНКОТЕКС» (Москва).

Рассмотрим более подробно систему АСКУЭР «Континиум» для бытового и мелкомоторного сектора (внесена в Госреестр средств измерений за № 19687-00 от 08.06.2000 г.).

Автоматизированная система контроля и учета энергоресурсов «Континиум» представляет собой информационно-измерительную и управляющую систему для дистанционного сбора данных с приборов учета и передачи команд для управления инженерным оборудованием жилых и общественных зданий. Отличительной особенностью АСКУЭР является применение в качестве информационных каналов связи существующих силовых электрических линий напряжением 220/380 В инженерной инфраструктуры ЖКХ и жилых зданий.

В состав системы входят следующие компоненты:

счетчики энергоресурсов (электроэнергия, газ, тепло, вода) с импульсным выходом. Могут быть использованы уже установленные счетчики;

электросетевые модемы – устройства сбора и передачи данных, которые устанавливаются в непосредственной близости от счетчиков и осуществляют автоматический подсчет импульсов и сохранение результатов в энергонезависимой памяти. Далее информация в цифровом виде передается в локальный блок сбора данных по электропроводке;

локальный блок сбора данных – промышленный компьютер. Устанавливается в любом месте в помещении трансформаторной подстанции, подключается ко всем фазам электрической сети и осуществляет управление работой электросетевых модемов в сети подстанции. Осуществляет сбор, хранение информации в энергонезависимой памяти и ее передачу в центральную диспетчерскую по запросу. Каналом связи между локальным блоком и центральной диспетчерской могут служить телефонная пара, GSM-канал, радио-канал, интернет или переносной компьютер;

центральная диспетчерская – компьютер, оснащенный специальным программным обеспечением и каналом связи с локальными блоками сбора данных, с помощью которого осуществляется дистанционное управление работой локальных блоков и модемов, сбор, обработка и хранение информации о показаниях счетчиков с привязкой к астрономическому времени и выписка счетов за потребленные энергоресурсы.

АСКУЭР «Континиум» позволяет:

производить автоматизированный учет индивидуального потребления электроэнергии, воды, тепла, газа;

внедрить общедомовой учет и учет на границах раздела собственности потребления энергоресурсов;

составлять баланс потребления энергоресурсов по отдельным группам потребителей, зданиям, микрорайонам и т. д.;

устранять хищения и сверхнормативные потери энергоресурсов;

внедрить экономически эффективные сложные тарифные схемы, ввести зональные и блочные тарифы при использовании недорогих однотарифных счетчиков и расходомеров;

построить биллинговую систему с автоматизированной процедурой получения информации о потреблении энергоресурсов за любой промежуток времени.

К преимуществам системы можно отнести:

легкость монтажа. Поскольку основной обмен информацией осуществляется по уже существующей электросети, не требуется выполнение строительно-монтажных работ для прокладки дополнительных информационных каналов, что упрощает и удешевляет как монтаж, так и последующую эксплуатацию;

поэтапность внедрения. Возможен монтаж, запуск и независимая эксплуатация отдельных фрагментов системы (разделенных как территориально, так и по выполняемым функциям).

АСКУЭР «Континиум» легко интегрируется в любые информационные ресурсы городского хозяйства и может служить основой для создания высокоэффективной информационной инфраструктуры городского хозяйства.

Глава 9 ОПЫТ РАБОТЫ РОССИЙСКИХ РЕГИОНАЛЬНЫХ ОКУ

Исторически сложилось так, что до реструктуризации АО-энерго почти все функции ОКУ в регионах выполняли их энергосбытовые подразделения. Некоторые функции, связанные со сбором и обработкой информации автоматизированных измерительных систем, возлагались либо на специально созданные службы АСКУЭ, либо на службы автоматизированных систем диспетчерского и технологического управления (АСДТУ). В ряде АО-энерго к составлению ежедневной и ежемесячной отчетности на оптовом рынке привлекались диспетчерские службы.

В процессе преобразований РАО «ЕЭС России» и появления энергосбытовых, электросетевых и территориальных генерирующих компаний в каждой из них возникла необходимость проводить свою учетную политику и тем или иным способом организовывать сбор, обработку коммерческих данных и их передачу для расчетов обязательств и требований на оптовом и розничном рынках. На сегодняшний день наиболее актуальны задачи осуществления информационного обмена на оптовом рынке, регулируемого Прил. 11 к договору о присоединении к торговой системе «Регламент коммерческого учета электрической энергии оптового рынка электроэнергии переходного периода».

С 2002 г. сначала в ДЗО РАО «ЕЭС России», а затем у крупных потребителей, начинается постепенное движение к оформлению различных бизнес-процессов коммерческого учета в виде, готовом к реализации в условиях рыночной конкуренции. Появляются структуры, на договорных началах осуществляющие внедрение АИИС КУЭ и их эксплуатацию, сбор и оформление данных коммерческого учета. В целях обеспечения финансовой устойчивости почти все они были вынуждены диверсифицировать свою деятельность, распространив ее на продажи электротехнического оборудования, строительство и подключение электроустановок и т. д.

Из всех видов деятельности ОКУ создание АИИС КУЭ является на сегодняшний день единственным, который обеспечивает достаточную.

прибыль для существования компании. Целевым учетным бизнесом в «чистом виде» в России никто не занимается. Пока специалисты не рассматривают его в качестве привлекательного, т. к. источники дохода (не говоря уже о прибыли) здесь остаются неопределенными.

Кроме того, необходимо отметить еще ряд аспектов, характеризующих состояние современного рынка услуг ОКУ в России.

Все виды основной деятельности операторов в настоящее время выполняются разрознено и бессистемно; субъекты рынка, выделившиеся из региональных АО-энерго, пытаются выполнять эту функцию каждый у себя локально, исходя из своих собственных задач. На территориях, охватываемых электрическими сетями сетевых компаний, отсутствует единое информационное пространство, позволяющее осуществлять эффективный информационный обмен между субъектами рынка. В вопросах учета, определения и распределения потерь много разногласий. Существует сложности с формированием полезного отпуска у сетевых компаний. Следствием этих трудностей является отсутствие предложения всего пакета услуг со стороны специализированных организаций.

Биллинг как бизнес в электроэнергетике не оформился ни в одном регионе России. В ряде случаев некоторые из элементов биллинга выполняются сетевыми или сбытовыми компаниями, но уровень автоматизации и информатизации при этом достаточно низок. Как правило, это визуальный съем показаний счетчиков и ручное занесение результатов измерений в базу данных, что снижает достоверность учета и практически исключает оперативность, требуемую правилами оптового и розничных рынков.

Услуги по организации коммерческого учета в рамках вертикально интегрированных АО-энерго выполнялись частично их энергосбытовыми, а частично – сетевыми подразделениями. На сегодняшний день функция коммерческого учета полностью передана сетевым компаниям, причем ни в одной из них по разным причинам не была создана эффективная система информатизации. Вступившие в силу в сентябре 2006 г. ПРР вследствие своего противоречивого и не вполне логичного подхода к коммерческому учету лишь усугубили сложившуюся ситуацию.

В таких условиях работы по созданию АИИС КУЭ субъектов розничного рынка ведутся хаотично, многие проектные и монтажно-наладочные организации не обладают квалифицированным персоналом, а принятые в постоянную эксплуатацию автоматизированные системы не отвечают требованиям учетной политики и (или) ТЗ.

Что касается полного пакета услуг по основному бизнесу ОКУ, то некоторые из них, например, сбор, агрегирование данных и косвенные измерения учетных показателей, вообще не выполняются никем.

В то же время этот «вакуум» пытаются заполнить далекие от энергетики организации, которые грешат низким качеством услуг. Зачастую такой непрофессионализм грозит убытками для сетевых предприятий в связи с плохим качеством коммерческой информации.

Оказание услуг по эксплуатации ИС, в т. ч. АИИС КУЭ, обеспечивает надежное функционирование этих технических комплексов. На сегодняшний день данная работа, кроме ревизии и защиты от несанкционированного доступа, производится только для измерительных комплексов в составе АИИС КУЭ, выполненных в соответствии с требованиями НП «АТС». Эта работа в основном проводится либо подразделениями самого Ростехрегулирования, либо коммерческими организациями, аккредитованными при этой структуре.

Ряд сетевых компаний, потребителей и генерирующих компаний эксплуатируют ИС (АИИС КУЭ) на достаточно высоком уровне самостоятельно, однако большинство средств измерений не подвергается никакому техническому и метрологическому обслуживанию. Следует отметить, что измерительные комплексы, не прошедшие ревизию и поверку трансформаторов тока и напряжения, имеющие измерительные цепи, не защищенные знаками визуального контроля, не только не соответствуют требованиям действующего законодательства, но и являются одним из основных источников коммерческих потерь. На сегодняшний день большинство комплексов коммерческого учета не имеют метрологической поверки, их вторичные цепи не маркированы и не прошли ревизию.

Одним из перспективных видов деятельности ОКУ в России, согласно имеющемуся опыту, может стать технический арбитраж в вопросах коммерческого учета. Рыночные отношения в электроэнергетике порождают разногласия между субъектами рынка, причем наибольшее их количество наблюдается в сфере определения объемов оборота электроэнергии, что связано в первую очередь с качеством коммерческого учета. Это обусловливается как изменением государственной политики в области технического регулирования, так и уменьшением интенсивности административных факторов управления энергетическим комплексом. Данные факторы открывают перед ОКУ хорошие перспективы усиления своего влияния на субъекты рынка и расширения видов бизнеса.

Ниже приведены некоторые данные по ОКУ различных регионов России. Сводный реестр их видов бизнеса приведен в табл. 9.1. При описании деятельности организаций, выполняющих функции ОКУ, были использованы собственные материалы этих организаций, находящиеся в открытом доступе.

Виды бизнеса ОКУ в России

Таблица 9.1.

Операторы коммерческого учета на рынках электроэнергии. Технология и организация деятельности Глава 9 ОПЫТ РАБОТЫ РОССИЙСКИХ РЕГИОНАЛЬНЫХ ОКУ.

Операторы коммерческого учета на рынках электроэнергии. Технология и организация деятельности Глава 9 ОПЫТ РАБОТЫ РОССИЙСКИХ РЕГИОНАЛЬНЫХ ОКУ.

Операторы коммерческого учета на рынках электроэнергии. Технология и организация деятельности Глава 9 ОПЫТ РАБОТЫ РОССИЙСКИХ РЕГИОНАЛЬНЫХ ОКУ.

Операторы коммерческого учета на рынках электроэнергии. Технология и организация деятельности Глава 9 ОПЫТ РАБОТЫ РОССИЙСКИХ РЕГИОНАЛЬНЫХ ОКУ.

* Под эксплуатацией понимается техническое обслуживание (включая метрологическое обслуживание – поверку, проверку средств измерений) и ремонт (с заменой или без замены средств измерений). Санкт-Петербург и Ленинградская область ООО «Оператор коммерческого учета» (ООО «ОКУ») создано 12 февраля 2002 г. и успешно функционирует на рынке предоставления услуг по организации и созданию «под ключ» АИИС КУЭ. Предоставляемые ООО «ОКУ» услуги охватывают весь спектр работ, необходимых для создания и сдачи в промышленную эксплуатацию систем коммерческого учета электроэнергии.Заказчиками услуг ООО «ОКУ» являются:ОАО «Пивоваренная компания Балтика» (заводы в Санкт-Петербурге, Ростове, Самаре, Туле, Хабаровске, Красноярске);ОАО «Территориальная генерирующая компания № 1» (ТЭЦ-5, 17, 21, 22);ООО «Ригли»;ОАО «Завод Ладога» (г. Кировск);ОАО «Ростерминалуголь» (г. Усть-Луга);ОАО «Нефрит Керамика»;ОАО «Киришская ГРЭС»;ОАО «Метахим» (г. Волхов);ОАО «Петербургский мельничный комбинат»;ООО «Ижора-Энергосбыт»;ООО ПГ «Фосфорит» (ЗАО МХК «Еврохим»);ЗАО «Российские редкие металлы»,а также другие потребители электроэнергии и сетевые организации.Компания предлагает проведение всего комплекса работ, связанных с созданием и подтверждением соответствия АИИС КУЭ требованиям НП «АТС». Данный комплекс предполагает работы по следующим этапам.Разработка концепции АИИС КУЭ Разработка концепции включает в себя:изучение объекта, составление документов о состоянии учета (опросные листы);проведение необходимых научно-исследовательских работ; разработку вариантов построения АИИС КУЭ.Техническое задание На основании технических требований НП «АТС» ООО «ОКУ» разрабатывает ТЗ на создание АИИС КУЭ. ТЗ сдается на экспертизу в НП «АТС» и Госстандарт (Ростехрегулирование). ТЗ является основным документом, определяющим требования, порядок создания (модернизации) АИИС КУЭ и ее приемки при вводе в действие.Технорабочий проект Технорабочий проект представляет собой стадию, в которую, в свою очередь, входят стадии «Технический проект» и «Рабочая документация». Проектная документация разрабатывается в соответствии с требованиями ТЗ на создание АИИС КУЭ и действующими нормативно-техническими документами. Проектная документация сдается на экспертизу в НП «АТС» и Госстандарт (Ростехрегулирование).Ввод в эксплуатацию Ввод в эксплуатацию включает в себя следующие этапы работ: организационную подготовку; подготовку персонала; комплектацию;строительно-монтажные работы; пусконаладочные работы; проведение предварительных испытаний; проведение опытной эксплуатации;проведение поверки АИИС КУЭ и занесение ее в Государственный реестр средств измерений;проведение приемочных испытаний (подтверждение соответствия требованиям НП «АТС»).ООО «ОКУ» взаимодействует с ЗАО «Энерговыбор» и сетевыми компаниями на территории Ленинградской области, что позволяет успешно решать поставленные потребителями электроэнергии задачи, в том числе переход на расчеты за электроэнергию по дифференцированным по зонам суток тарифам, по фактически потребляемой мощности.За прошедшие годы работы компанией был накоплен значительный опыт в части выполнения следующих видов работ:внедрение (установка) АИИС КУЭ у субъектов оптового и розничного рынков электрической энергии;проведение технического аудита систем коммерческого учета электрической энергии для оценки состояния систем учета электроэнергии и принятия технологических решений о способах, стоимости и сроках их модернизации;согласование необходимых документов для промышленной эксплуатации систем учета электроэнергии;организация работ, связанных со стандартизацией, сертификацией и метрологическим обеспечением систем коммерческого учета на электростанциях, в сетевых предприятиях и у потребителей электрической энергии. ООО «ОКУ» заключен договор о долгосрочном сотрудничестве с ФГУП «ВНИИМ имени Д. И. Менделеева» и ФГУ «ТестС. – Петербург», в части метрологического сопровождения систем учета электроэнергии. В организации имеется единственная на Северо-Западе установка для поверки ТТ в местах их эксплуатации, которая активно задействована как потребителями, так и ДЗО РАО «ЕЭС России»;техническое обслуживание существующих и вновь создаваемых АИИС КУЭ как в рамках гарантийного обслуживания, так и на основании самостоятельных договоров;совершенствование коммерческого учета электрической энергии всех категорий потребителей с целью получения достоверной информации для проведения расчетов на оптовом и розничном рынках электрической энергии;комплексные поставки оборудования для АИИС КУЭ на основании дилерских соглашений с ООО «Эльстер Метроника», ОАО «Ленинградский электромеханический завод» и ЗАО «Свердловский завод трансформаторов тока».Право ООО «ОКУ» на выполнение указанных выше работ подтверждается лицензиями и сертификатами.Развитие рынка предоставления услуг по организации и созданию систем учета электроэнергии, в том числе в направлении технического обслуживания систем учета генерации и промышленных потребителей электрической энергии, неизбежно влечет растущую потребность в квалифицированном персонале, способном выполнять как проектные работы, так и комплекс работ по эксплуатации технических средств учета электрической энергии. В основу замещения должностей в ООО «ОКУ» положен принцип конкурсного отбора с обязательной сдачей квалификационного экзамена. Компания регулярно проводит мероприятия по обучению и повышению квалификации своих сотрудников, что обусловлено постоянно повышающимися требованиями к профессиональному уровню персонала организаций, оказывающих услуги по созданию и эксплуатации систем коммерческого учета энергоресурсов. В силу специфики работы на действующих электроустановках регулярно проводятся мероприятия по охране труда и обеспечению безопасности в процессе выполнения работ.

В составе ООО «ОКУ» созданы и успешно функционируют:

технический блок: проектный отдел, отдел эксплуатации систем коммерческого учета электрической энергии и отдел технического надзора за выполнением работ;

экономический блок: финансовая дирекция, бухгалтерия и планово-экономический отдел;

отдел снабжения и отдел договоров;

служба АСУ.

ЗАО «Энерговыбор» представляет собой многопрофильную региональную энергетическую компанию (зарегистрирована в октябре 2002 г.). Основные направления деятельности:

коммерческое управление: оптимизация, формирование и согласование плановых топливно-энергетических балансов;

покупка/продажа электрической энергии на оптовом и розничном рынках. Участие в торгах НП «АТС»;

организация регионального розничного рынка электроэнергии (мощности). Участие в разработке, согласовании проекта правил и регламентов региональных розничных рынков электроэнергии;

оказание консультационных, методических услуг, в том числе при переходе потребителей и производителей электроэнергии к новым принципам организации оптового и розничного рынков.

В рамках этих направлений компания оказывает также услуги по сбору данных и оформлению документов коммерческого учета электроэнергии. В число клиентов компании входят:

субъекты оптового рынка электроэнергии (генерирующие и сбытовые компании);

потребители и энергосбытовые организации розничного рынка электроэнергии (мощности).

Компания строит свои взаимоотношения с участниками энергетического рынка в соответствии со следующими принципами:

ответственность за физический баланс электроэнергии в регионе Санкт-Петербурга и Ленинградской области несут электросетевые компании – ДЗО РАО «ЕЭС России»;

конкурентный (свободный) рынок электроэнергии существует одновременно с регулируемым рынком;

потребители электроэнергии конкурентного рынка оплачивают услуги по технологической диспетчеризации и передаче электроэнергии по сетям по тарифам, устанавливаемым органами государственного регулирования.

Взаимоотношения с федеральным оптовым рынком строятся на основе:

консолидированных заявок на покупку и продажу электроэнергии;

индивидуальных взаимоотношений потребителей с НП «АТС».

ООО «Энергософт» входит в созданную в Санкт-Петербурге «Северо-Западную энергетическую группу». В данный консорциум предприятий, работающих в области создания АИИС КУЭ, вошли ООО «Энергософт», ЗАО «ОВ», ОАО «ЭНЕРГОУЧЕТ», ЗАО «ЭНЕРГОВЫБОР», ООО «Оператор коммерческого учета», ЗАО «ЭНЕРГОИНЖИНИРИНГ».

Компания предлагает своим клиентам следующие услуги.

1. Организация учета электрической энергии в части: предпроектного обследования измерительных комплексов электрической энергии;

разработки ТЗ на организацию учета электрической энергии.

и АИИС КУЭ;

разработки проектов организации учета электрической энергии.

и АИИС КУЭ;

метрологического обеспечения средств измерений коммерческого учета;

монтажных и пусконаладочных работ по созданию измерительных комплексов электрической энергии;

программирования электронных счетчиков и УСПД.

2. Технический аудит измерительных комплексов электрической энергии, в состав которого входят:

проверка технического состояния измерительных комплексов коммерческого учета электрической энергии;

сертификация измерительных комплексов электрической энергии;

выдача экспертных заключений о фактических погрешностях измерительных комплексов (недоучет электрической энергии);

поверка и калибровка ТТ с реальной нагрузкой вторичных цепей.

3. Обслуживание измерительных комплексов электрической энергии на территории Санкт-Петербурга и Ленинградской области:

составление актов учета, в том числе по межгосударственным и межсистемным перетокам электрической энергии;

эксплуатация учета электрической энергии и АИИС КУЭ потребителей;

администрирование базы данных опроса счетчиков и паспортов учета электрической энергии;

прием и обработка данных АИИС КУЭ.

г. Белгород и Белгородская область

ОАО «Белгородэнергосервис» (ОАО «БЭС»), выделившееся из ОАО «Белгородэнерго» в процессе реструктуризации, с 1 июня 2004 г. осуществляет самостоятельную деятельность на рынке технологий учета энергоресурсов.

ОАО «БЭС» – компания, выполняющая функции независимого ОКУ электрической энергии. Основной задачей компании является обеспечение точного учета энергоресурсов, внедрение новейших технологий автоматизированного учета электроэнергии, применение энергосберегающих технологий для различных групп потребителей.

Одно из основных направлений деятельности ОАО «БЭС» – внедрение АИИС КУЭ на объектах энергетики, промышленных предприятиях и в бытовом секторе. В Белгородской энергосистеме АИИС КУЭ была сдана в промышленную эксплуатацию в 2001 г. Ее внедрение на объектах энергосистемы Белгородской области еще в конце 2003 г. позволило ОАО «Белгородэнерго» одним из первых в России принять участие в торгах конкурентного сектора рынка электроэнергии. Посредством АИИС КУЭ в энергосистеме осуществляется мониторинг объема потребления электроэнергии и мощности каждые полчаса, представление этих данных НП «АТС».

Промышленным предприятиям ОАО «БЭС» оказывает услуги по внедрению АИИС КУЭ, включающие:

предпроектное обследование;

разработку технического задания на проектирование; создание проектно-сметной, технической и рабочей документации;

поставку оборудования;

монтажные и пусконаладочные работы;

установку и настройку программного обеспечения;

метрологическую аттестацию;

сдачу системы в эксплуатацию;

сервисное гарантийное и послегарантийное обслуживание.

ОАО «БЭС» принимает на обслуживание приборы учета электроэнергии предприятий и организаций бюджетной сферы финансирования, выполняя:

регулярную (не реже двух раз в год) проверку работы средств учета электроэнергии в целях обеспечения их точной работы;

поверку счетчиков и ТТ в региональном центре стандартизации и метрологии;

замену или ремонт счетчика при выходе его из строя;

замену ТТ.

Сегодня ОАО «БЭС» ориентируется на мировые стандарты в области учета энергоресурсов, подбирая для каждого предприятия оптимальный комплекс услуг – от предпроектного обследования до сдачи систем учета в эксплуатацию.

Активное развитие индивидуального жилищного строительства в Белгородской области предполагает внедрение прогрессивных решений в сфере потребления энергоресурсов, в частности автоматизацию коммерческого учета электроэнергии для абонентов бытового сектора. С сентября 2005 г. ОАО «БЭС» приступило к выполнению монтажных работ по созданию АИИС КУЭ бытового сектора (АИИС КУЭ-быт) в микрорайонах «Космос» и «Дубрава» г. Старый Оскол. Системой АИИС КУЭ-быт будут оснащены потребители ТСЖ «Космос» и ТСЖ «Дубравушка». Система охватит 21 дом (1162 квартиры и 6 трансформаторных подстанций).

В проекте АИИС КУЭ-быт г. Старый Оскол, выполняемом специалистами ОАО «БЭС», учтены положительные объективные аспекты ранее внедренного пилотного проекта АИИС КУЭ-быт в г. Белгороде. Работы по монтажу оборудования ведут специалисты подразделений ОАО «БЭС» – Белгородского городского, Северного и Старооскольского отделений.

ОАО «БЭС» выполняет по заявкам физических и юридических лиц:

съем показаний приборов учета электроэнергии и тепла с выездом на место с выдачей справок (при купле-продаже жилья и объектов недвижимости);

проверку всех видов учета электро– и теплоэнергии;

замену приборов учета электро– и теплоэнергии;

монтаж и демонтаж средств учета электро– и теплоэнергии;

вынос приборов учета электроэнергии на границу балансовой принадлежности;

установку шкафов учета;

мероприятия по предотвращению несанкционированного доступа к цепям технических средств учета;

обследование узлов учета тепловой энергии; расчет и (или) замер тепловых нагрузок;

расчет объема электро– и теплоэнергии, потребленного энергоустановками, не оборудованными средствами учета.

В октябре 2005 г. в Белгороде состоялась церемония вручения сертификатов соответствия системы менеджмента качества ОАО «БЭС» международному стандарту ISO 9001:2000.

В сфере оказания биллинговых услуг ОАО «Белгородэнергосервис» в 2005 г. внедрило систему расчетов в модуле IS-И SAP R/3 с физическими лицами. Проведенные мероприятия дают возможность оптимизировать все процессы деятельности предприятия в сфере начислений и расчетов с потребителями электроэнергии.

С недавнего времени ОАО «БЭС» предлагает предприятиям-абонентам новую услугу по предоставлению оперативной информации об объеме потребленной электроэнергии. Теперь компаниям достаточно иметь лишь подключение к сети Интернет и договор на предоставление информации, чтобы получать данные о собственном потреблении.

В качестве АРМ оператора используется программное обеспечение «WEB-АРМ», позволяющее получать доступ к информации в табличном и графическом виде через сеть Интернет. Использование этого продукта позволяет энергослужбе предприятия-абонента оперативно контролировать процесс потребления электроэнергии и мощности в любое время суток, планировать расход и анализировать результаты.

В целом модернизация системы коммерческого учета электроэнергии является неотъемлемой частью программы развития Белгородской энергосистемы. На сегодняшний день ОАО «БЭС» включило в систему управления коммерческим учетом уже 31 подстанцию на территории бывшего ОАО «Белгородэнерго»: двадцать девять – уровня напряжения 110 кВ и две – 35 кВ. Это достижение позволяет говорить о начале нового периода в отношениях ОКУ и потребителя – периода активного взаимовыгодного сотрудничества.

Услуга по предоставлению информации о потреблении была внедрена совсем недавно, однако спрос на нее достаточно велик, что говорит о перспективности развития данного направления деятельности ОАО «БЭС».

Москва и Московская область

Одной из ведущих организаций, выполняющих функции ОКУ по большинству видов основной деятельности, является «Центр обслуживания продаж энергии» («ЦОПЭНЕРГО»). Он был основан в 2002 г. для повышения точности расчетов и качества обслуживания бытовых потребителей электроэнергии ОАО «Мосэнерго». В настоящее время «ЦОПЭНЕРГО» осуществляет все расчеты за тепло– и электроэнергию как бытовых потребителей, так и юридических лиц. «ЦОПЭНЕРГО» оказывает клиентам следующие услуги:

подготовку договоров энергоснабжения;

обеспечение своевременной оплаты потребленной электроэнергии;

доставку пакетов извещений для оплаты электроэнергии;

организацию учета потребляемой энергии;

прием заявок на замену неисправных счетчиков;

прием заявок на установку двухтарифных счетчиков;

проведение комплекса мероприятий по борьбе с несанкционированными подключениями, нарушением схем коммерческого учета электроэнергии и недобросовестными плательщиками.

Перечень услуг и их стоимость по состоянию на июнь 2006 г. приведены в табл. 9.2.

Таблица 9.2.

Прейскурант на выполнение платных услуг, оказываемых ЗАО «ЦОПЭНЕРГО» потребителям электроэнергии

Операторы коммерческого учета на рынках электроэнергии. Технология и организация деятельности

Операторы коммерческого учета на рынках электроэнергии. Технология и организация деятельности

Операторы коммерческого учета на рынках электроэнергии. Технология и организация деятельности

Операторы коммерческого учета на рынках электроэнергии. Технология и организация деятельности

Операторы коммерческого учета на рынках электроэнергии. Технология и организация деятельности

Операторы коммерческого учета на рынках электроэнергии. Технология и организация деятельности

Операторы коммерческого учета на рынках электроэнергии. Технология и организация деятельности

Операторы коммерческого учета на рынках электроэнергии. Технология и организация деятельности

г. Челябинск и Челябинская область ЗАО «Оператор коммерческого учета Энергоучет» (далее – ОКУ Энергоучет) создан с целью осуществления бизнес-процессов, связанных с внедрением, обслуживанием и ремонтом средств учета электрической энергии субъектов энергетического рынка Челябинской области и оптового рынка электроэнергии (мощности).ОКУ Энергоучет является одним из первых специализированных предприятий по обслуживанию расчетного учета электроэнергии, созданным в соответствии с концепцией реформирования РАО «ЕЭС России» (постановление Правительства РФ от 11.07.2001 г. № 526 «О реформировании электроэнергетики Российской Федерации»). Предприятие имеет производственную базу в г. Челябинске общей площадью 1423 кв. м. Цех по ремонту приборов учета является основным производителем услуг по ремонту приборов учета в Челябинской области. Производственная мощность цеха составляет 10 тыс. приборов учета в месяц. ОКУ Энергоучет имеет также структурные подразделения во всех крупных городах и районных центрах области. Технический штат ОКУ Энергоучет сформирован из персонала, принятого путем перевода из филиала Энергосбыта. Персонал имеет высокую квалификацию и большой опыт работы на рынке услуг коммерческого учета, наработанные связи с потребителями и поставщиками. Персонал предприятия имеет личные сертификаты и свидетельства от фирм-производителей по направлениям деятельности.Компания более 8 лет работает на рынке внедрения и эксплуатации автоматизированных систем учета энергоресурсов. За это время специалистами предприятия внедрено более 120 различных систем учета, в т. ч.:системы учета электроэнергии абонентов ОАО «Челябэнерго» (ОАО «Челябинский цинковый завод», ОАО «Челябинский трубопрокатный завод», ОАО «Уралтрак», ОАО «Уралаз», ОАО «Уфалейникель» и др.), из них 44 системы применяются в качестве расчетных;системы учета электроэнергии субъектов оптового рынка электроэнергии и мощности (ОАО «Челябэнерго», ОАО «ЧЭМК», ОАО «МЭК», ОАО «Комбинат Магнезит», ОАО «Ижмаш-авто», ОАО «Мечел»);системы учета выработки тепловой энергии и потребления газа на ряде объектов ОАО «Челябэнерго».Предприятие имеет давние партнерские отношения с рядом производителей оборудования АИИС КУЭ. ОКУ Энергоучет имеет право совершать от имени ГП следующие действия:пломбировать и маркировать установленные счетчики и цепи технических средств коммерческого учета;составлять акт о несоответствии расчетного учета требованиям ПУЭ и (или) акт о нарушении учета с указанием величины недоучета электроэнергии в кВтч и стороны, виновной в недоучете;выдавать абонентам предписание о проведении мероприятий, необходимых для приведения учета в соответствие требованиям ПУЭ;осуществлять замену счетчиков коммерческого учета электрической энергии, восстанавливать неисправные технические средства коммерческого учета электроэнергии, проводить работы по ревизии и маркировке технических средств учета;осуществлять приемку в эксплуатацию технических средств коммерческого учета;согласовывать проекты электроснабжения абонентов в части коммерческого учета электроэнергии.ОКУ Энергоучет аккредитовано в РСК на право проведения следующих работ:техническое обслуживание и ремонт измерительных комплексов КУ и АИИС КУЭ;сбор, обработка и достоверизация данных АИИС КУЭ, необходимых для осуществления расчетов на оптовом и розничном рынке электрической энергии и мощности;ремонт, регулировка, организация поверки, замены и пломбирования счетчиков электрической энергии;разработка для вновь подключаемых и реконструируемых электроустановок потребителей технических условий на создание АИИС КУЭ;проектирование, внедрение и модернизация АИИС КУЭ; приемка измерительных систем КУ электроэнергии в постоянную эксплуатацию;контроль соблюдения абонентами метрологических требований к техническим средствам коммерческого учета;поставка технических средств коммерческого учета.При решении вопросов, связанных с автоматизацией учета электроэнергии на промышленном предприятии, компания предлагает полный пакет услуг по внедрению АИИС КУЭ под ключ, что включает в себя:выбор современного типа АИИС КУЭ, отвечающего всем требованиям оптового рынка;разработку и согласование с НП «АТС» ТЗ на создание АИИС КУЭ;разработку и согласование с НП «АТС» проектной документации по АИИС КУЭ;проведение паспортизации измерительных комплексов КУ с проведением поверки ТТ и выработки рекомендаций по приведению цепей и аппаратуры в соответствие с требованиями оптового рынка;разработку решений по передаче информации в составе АИИС КУЭ по волоконно-оптическим линиям связи, радиоканалам и т. д.;монтаж, пуско-наладочные работы, организацию поверки системы КУ;гарантийное и послегарантийное обслуживание, регламентные работы и техническое обслуживание АИИС КУЭ.Все указанные работы выполняются специалистами предприятия в самые короткие сроки.ОКУ Энергоучет предоставлено право допуска в эксплуатацию и согласование проектов электроустановок квартир, индивидуальных жилых домов и других частных сооружений в Челябинской области. В настоящее время ОКУ Энергоучет предоставляет комплекс услуг по подключению электроустановок потребителей к электрическим сетям, в частности:получение технических условий в энергоснабжающей организации (при наличии технической возможности); разработку проектной документации;согласование проектной документации с заинтересованными организациями;электромонтажные работы;проведение испытаний и измерений параметров электрооборудования;допуск электроустановки в эксплуатацию.Компания имеет лицензии на выполнение следующих видов работ:разработка разделов проектной документации (электроснабжение от электрических сетей напряжением до 10 кВ включительно, электрооборудование, электроосвещение, диспетчеризация, автоматизация и управление инженерными системами);проектирование сетей электроснабжения напряжением до 1000 В;монтаж электротехнических установок;монтаж приборов, средств автоматизации и вычислительной техники; пусконаладочные работы в электротехнических устройствах; ремонт средств измерений.Стоимость обслуживания технических средств учета по состоянию на июль 2006 г. приведена в табл. 9.3, а стоимость их ремонта – в табл. 9.4. В таблицах сохранена терминология ОКУ Энергоучет.Таблица 9.3Стоимость обслуживания технических средств учета ЗАО «Оператор коммерческого учета Энергоучет» (г. Челябинск)

Операторы коммерческого учета на рынках электроэнергии. Технология и организация деятельности

Операторы коммерческого учета на рынках электроэнергии. Технология и организация деятельности

Операторы коммерческого учета на рынках электроэнергии. Технология и организация деятельности

Операторы коммерческого учета на рынках электроэнергии. Технология и организация деятельности

Операторы коммерческого учета на рынках электроэнергии. Технология и организация деятельности

Операторы коммерческого учета на рынках электроэнергии. Технология и организация деятельности

Операторы коммерческого учета на рынках электроэнергии. Технология и организация деятельности

Таблица 9.4 Стоимость ремонта технических средств учета ЭАО «Оператор коммерческого учета энергоучет» (г. челябинск)

Операторы коммерческого учета на рынках электроэнергии. Технология и организация деятельности

Операторы коммерческого учета на рынках электроэнергии. Технология и организация деятельности

г. Волгоград и Волгоградская область ЗАО «ВИТКОР». Компания предоставляет заказчикам комплекс услуг от проверки, поверки и аттестации измерительного комплекса КУ электроэнергии до создания (модернизации) АИИС КУЭ и ввода АИИС КУЭ в промышленную эксплуатацию с последующим внесением их в государственный реестр средств измерений РФ. В связи с реформированием Волгоградской энергосистемы и либерализацией рынка электроэнергии ЗАО «ВИТКОР» предлагает выгодные для потребителя варианты создания АИИС КУЭ с дальнейшим выводом потребителя на оптовый рынок электроэнергии и мощности.ЗАО «ВИТКОР» предоставляет свои услуги во взаимодействии с Госстандартом России (ФГУП ВЦСМ), НП «АТС», сетевыми и сбытовыми компаниями, ОАО «Волжская генерирующая компания» и независимой сбытовой компанией ОАО «Волгоградская оптовая электрическая компания». Наработанный опыт и налаженное взаимодействие со всеми заинтересованными структурами позволяет ЗАО «ВИТКОР» предложить услуги поставщика коммерческой информации – ОКУ. На сегодняшний день договоры на предоставление услуг ОКУ заключены с рядом крупных потребителей региона.ОКУ обеспечивает своим клиентам:достоверность данных КУ;своевременность представления, в т. ч. по запросу, данных КУ;помощь в решении спорных вопросов между участниками товарных отношений на рынках электроэнергии;помощь в установлении справедливой цены покупки электрической энергии и мощности по различным схемам ее приобретения;снижение стоимости сооружения и владения АИИС КУЭ;обеспечение режима инвестиционной привлекательности проектов информатизации и автоматизации КУ электроэнергии.ЗАО «ВИТКОР» во взаимодействии с потребителем и (или) связанной с ним сбытовой компанией разрабатывает и осуществляет действия по реализации требований к субъекту оптового рынка в части подтверждения соответствия вновь созданного и имеющихся измерительных комплексов требованиям НП «АТС».

Глава 10 ТРАНСРЕГИОНАЛЬНЫЕ ОКУ

Помимо региональных ОКУ, которые в основном аффилированы со структурами бывших АО-энерго, в России происходят попытки создания ОКУ общенационального масштаба. Их инициаторами выступают как крупные территориально рассредоточенные потребители (ТРП), так и некоторые промышленные группы, имеющие отношение к энергетическому бизнесу, а также сетевые компании. Перечень некоторых общероссийских ОКУ по состоянию на конец 2006 г. приведен в табл. 9.1.

Следует отметить, что ТРП, такие как РАО «РЖД», РАО «Газпром», «Транснефтьсервис» и т. д. тем или иным способом уже создали бизнес в сфере измерений и учета, а сейчас происходит организационное и финансовое развитие этого бизнеса в соответствии с меняющимися условиями рынка и процессами реструктуризации самих ТРП.

В качестве ОКУ, не связанного с конкретным ТРП, прежде всего следует привести ОАО «Энергобаланс».

Компания была создана 6 сентября 2005 г. и является оператором КУ электрической энергии для субъектов оптового и розничного рынков электроэнергии. Основной задачей компании провозглашается полный и достоверный учет энергоресурсов. Сотрудники компании опираются на главный принцип своей деятельности – точность, объективность, сервис для всех участников рынка электроэнергии.

В публичном пространстве декларируется, что отличительная черта компании – решения и услуги с применением современных технологий в области контроля и учета энергоресурсов. Руководство ОАО «Энергобаланс» высказало заинтересованность в непрерывном совершенствовании своей деятельности – учета энергии. Поэтому большое внимание уделяется технической, информационной, коммуникационной, кадровой политикам.

ОАО «Энергобаланс» представляет собой холдинг, имеющий предприятия во многих регионах России. Ниже приводится стратегия компании, опубликованная на сайте http://www.energybalance.ru.

«Изменения в законодательстве РФ и структурные реформы на рынке энергетики привели к формированию новой системы организации учета и сбережения энергоресурсов, определения и распределения потерь субъектов рынка. Появилась потребность в создании полноценной системы, позволяющей устранять причины, влияющие на достоверность учета и рост потерь энергии на предприятиях отрасли.

На основании оценки потребностей субъектов рынка электроэнергии и централизации компетенции в области коммерческого учета образована холдинговая компания ОАО «Энергобаланс» – независимый оператор коммерческого учета (ОКУ).

Миссия холдинга ОАО «Энергобаланс»: качество и независимость в учете электроэнергии – основополагающие принципы эффективности энергосистемы страны.

Главная задача холдинга – обеспечение объективного коммерческого учета электроэнергии, с помощью модернизации бизнес-процессов и внедрения новейших технологий автоматизированного учета энергоресурсов и энергосберегающих технологий.

Холдинг придерживается принципов корпоративного управления, принятых в цивилизованном бизнесе, неуклонно соблюдает права и защищает законные интересы акционеров.

В своей деятельности компания руководствуется законодательством Российской Федерации, отраслевыми нормативными документами и правилами, а также внутренними принципами и политикой компании, обязательными для всех сотрудников ОАО «Энергобаланс».

Высококвалифицированные специалисты и необходимая техническая и материальная база позволяют ОАО «Энергобаланс» заниматься разработкой и внедрением собственных передовых управленческих и технических решений в отрасли энергетики.

Деятельность компании ОАО «Энергобаланс» позволит повысить эффективность использования энергоресурсов, добиться снижения коммерческих и технических потерь энергии, а также будет способствовать развитию оптового рынка электроэнергии, повышению инвестиционной привлекательности отрасли.

Основные виды продукции ОАО «Энергобаланс» – оператора коммерческого учета:

операторские (информационные) услуги;

билинговые услуги;

услуги по организации учета;

услуги по обеспечению надлежащего функционирования измерительных комплексов учета энергии; обслуживание приборов учета;

внедрение и обслуживание систем удаленного опроса приборов учета и автоматизированных информационных систем учета энергии; технический арбитраж в вопросах учета.

Работа холдинга позволит модифицировать существующую систему учета электроэнергии и обеспечивать единство и достоверность процесса коммерческого учета в отрасли».

Партнерами холдинга выступают: ОАО «РИТЭК-СОЮЗ», НПО «МИР», ЗАО «ИНКОТЕКС», группа компаний Solmo Group, ЗАО «Системы и технологии», Государственный Рязанский приборный завод, ООО «СКБ Амрита», Предприятие «Телемеханик», ОАО «Ленинградский Электромеханический Завод» (ЛЭМЗ), Московский завод электроизмерительных приборов (МЗЭП), ЗАО «Системы телеуправления и автоматизации», ОАО «Концерн Энергомера».

В настоящее время в результате конкурсных процедур ОАО «Энергобаланс» заключило ряд договоров на выполнение функций КУ на территории бывших АО-энерго (Брянск, Вологда, Кострома и др.).

ОАО «Федеральный центр продаж» входит в холдинг «Комплексные энергетические системы» (КЭС-холдинг). Его региональным представителем в Уральском регионе выступает ООО «КЭСК – Мультиэнергетика». Главным образом с целью оптимизации бизнеса в ЖКХ в холдинге был создан Федеральный центр продаж – ООО «Комплексный расчетный центр» (КРЦ). Он призван осуществлять и некоторые функции ОКУ, которые централизуются в масштабах страны по регионам присутствия КЭС-холдинга.

КРЦ рассматривается как независимый оператор учета, который должен определять величины полезного отпуска и причины потерь, а также разрешать конфликтные ситуации в транспортных, эксплуатирующих и сбытовых компаниях.

Предполагается, что сетевые компании передадут в КРЦ функцию снятия показаний приборов учета, а сбытовые компании – биллинговое обслуживание потребителей, формирование и доставку счетов, сбор и «расщепление» платежей, информационно-справочное обслуживание потребителей. Бизнес-процессы КРЦ будут осуществляться на базе единой IT-платформы, которая позволит:

организовать единые сквозные бизнес-процессы для обеспечения прозрачности и управляемости;

создать возможность быстрого внедрения новых бизнес-задач во всех региональных подразделениях;

построить централизованную корпоративную систему управления;

сократить время принятия управленческих решений.

В настоящее время КРЦ внедряет на обслуживаемых территориях Оперативно-информационный комплекс «Сбыт» фирмы «Техносбыт» (г. Екатеринбург).

Глава 11 ПРИНЦИПЫ ОРГАНИЗАЦИИ ЕДИНОГО ОКУ ОПТОВОГО РЫНКА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

Необходимость создания общенационального ОКУ

Широко известно, что, начиная с подготовительного периода, предшествовавшего запуску оптового рынка в ноябре 2003 г., специалисты и широкая общественность уделяют повышенное внимание КУ электроэнергии, который во многих случаях выступал (и выступает) существенным ограничением разных сторон реформирования электроэнергетики России.

Тогда же НП «АТС», используя предписанную ему ФЗ «Об электроэнергетике» роль организатора системы измерений и сбора информации о производстве и потреблении электроэнергии на оптовом рынке, приступило к созданию системы КУ оптового рынка. По замыслам идеологов рыночных реформ, эта система впоследствии должна была распространиться и на розничный рынок, разумеется, с особенностями, присущими учету электроэнергии у конечных потребителей.

К сожалению, по разным причинам вся дальнейшая работа, связанная с различными аспектами обмена коммерческой информацией на оптовом рынке, свелась главным образом к развитию бизнеса по созданию и бюрократическому (в том числе метрологическому) оформлению АИИС КУЭ. Меньше внимания уделялось проекту ИАСУ КУ, результаты внедрения которой на сегодняшний день явно не соответствуют поставленным целям. При этом приходится признать, что до сих пор в России нет общенациональной системы КУ и отсутствует даже понимание, какой должна быть эта система, какие она должна решать задачи и из каких компонентов состоять. Поэтому нет также корректного обоснования, какие органы должны осуществлять КУ в полном смысле этого слова. На сегодняшний день это и НП «АТС», и субъекты оптового и розничного рынков (см. главу 2), которые действуют по хорошо известному для российского потребителя принципу «самообслуживания», к которому прибавляется еще один принцип: «согласование каждого с каждым». [22]

Что же понимать под системой КУ? Прежде всего еще раз подчеркнем различие понятий «учет» и «измерение», потому что «учет» как способ легитимной регистрации информации (полученной в том числе и от средств измерений) гораздо шире сферы, связанной только с техникой и метрологией АИИС КУЭ. Проиллюстрируем это с помощью определения, данного в приложении к договору о присоединении к торговой системе оптового рынка (Регламент № 14): «Коммерческий учет. Система измерений объемов фактического производства и потребления электрической энергии (мощности) на оптовом рынке и сбора информации о них». Здесь отсутствует важнейшее положение: какую информацию и в каком виде следует предъявлять для финансовых расчетов. Приведем простой пример, с которым автору пришлось столкнуться на одной из электростанций. Единственный генератор, подключенный к ОРУ высокого напряжения (не имеющему электрических связей с другими ОРУ и трансформаторами), в течение месяца находился в ремонте, но линии оставались включенными, и через шины протекали транзитные перетоки электроэнергии. Они фиксировались метрологически исправными счетчиками, сальдированные показания которых составили в отчетном периоде более 1 млн кВтч по направлению от шин во внешнюю сеть, и этот результат явился очевидным следствием вероятностного характера выполненных измерений. Был составлен соответствующий «Акт первичного учета» и «Акт учета перетоков» со смежной сетевой компанией, где вопреки всякому здравому смыслу ГТП генерации приписали выдачу электроэнергии (при стоящем блоке!). Знаменательно, что ни станция, ни сеть, ни ответственные за учет органы не смогли придумать ничего другого, как передать эту фикцию в финансово-расчетную систему к оплате потребителями. Другим характерным примером служат постоянные попытки рассчитывать и делить мифические «метрологические небалансы» [2] либо в угоду чисто политическим требованиям, либо для стимулирования «хороших» (т. е. затративших больше денег на АИИС КУЭ) субъектов рынка, либо для обоснования повышения тарифов сетевым и сбытовым организациям. Всем также известны участившиеся конфликты с налоговыми органами по поводу правильности учета товарной продукции при исчислении налога на прибыль. В частности, раньше на ФОРЭМ невозможно было документально доказать, почему на электростанции продажа электроэнергии производится по границам балансовой принадлежности, а не на выводах генератора (автор сам являлся экспертом по нескольким искам налоговых органов к генерирующей компании за 2001–2003 гг.). Да и сейчас ни в одном нормативном правовом документе достаточной юридической силы не сказано, где происходит переход прав собственности на электроэнергию при проведении операций на оптовом рынке. То же самое происходит и на розничном рынке.

Согласно сути предоставления информации для расчетов обязательств и требований субъектов рынка, предлагается следующее определение: система коммерческого учета оптового рынка (розничных рынков) – это совокупность правового, технологического и организационного компонентов, функционирующих как единое целое и реализующих единую цель – обеспечение узаконенной коммерческой информацией соответствующей финансово-расчетной системы (систем). Оно означает необходимость приоритетного решения учетных задач, которые становятся условиями измерительных задач, а те, в свою очередь, служат для постановки условий технических задач по синтезу измерительных (в том числе автоматизированных) систем. Отсюда ясно, что какой-либо орган (или органы) должен сформулировать учетные задачи. Естественно предположить, что такими органами могут быть: государство, проводящее свою фискальную политику, а также политику планирования и отчетности; администратор торговой системы оптового рынка (розничных рынков) – т. е. так называемое «рыночное сообщество». Например, в настоящее время самой животрепещущей задачей на оптовом рынке электроэнергии стало корректное определение технических потерь сетевых компаний на часовых интервалах. Учетная задача в данном случае была поставлена в известных нормативных правовых документах оптового рынка, а корректного решения измерительной задачи пока не существует. Чрезвычайно важна и задача реализации положений учетной политики, в т. ч. и ответственность за учет конкретных объемов оборота электроэнергии. Причем решающую роль здесь должно играть лицо, на практике выполняющее функции ОКУ.

Из наличия в технологическом (техническом) компоненте системы средств измерений вытекает и необходимость проведения метрологического анализа полученных результатов, заключающегося в вычислении известных систематических погрешностей и границ неисключенных систематических погрешностей результатов измерений не только по каждому ИК, но и совокупных измерений по ГТП, а также технических потерь в сетях.

Таким образом, система КУ представляет собой диалектическое единство цели, нормативов, методов, средств достижения этой цели и соответствующим образом организованных действий людей, воплощающих цель. Непременным условием существования и развития системы является понимание того, в каком направлении она будет двигаться по всем своим компонентам, что невозможно без общепринятого документа, согласованного всеми заинтересованными сторонами.

Исходя из вышесказанного автор считает, что системы КУ как целостного системного явления в России нет. Есть разрозненные элементы технического, учетного, метрологического, нормативного и организационного характера, которые существуют сами по себе и решают локальные задачи бизнеса конкретных организаций (компаний), обладающих большими или меньшими административными возможностями. Проявляется и имеет тенденцию усиления кризис идей и институтов коммерческого учета, который только углубился с выходом ПРР. Это проявляется, в частности, в неэффективной организации самого процесса коммерческого учета. Но, как всегда, важны не просто констатация факта и критика, главное – проанализировать причины создавшегося положения и наметить пути преодоления кризиса.

Прежде всего необходимо понять, кто может создать систему КУ в масштабах страны и организовать управление ее функционированием и развитием. А для этого следует дать ответ на вопрос: «Кто заинтересован в создании этой системы?».

По ФЗ «Об электроэнергетике», принимая во внимание всю вышеизложенную терминологическую путаницу, это вроде бы НП «АТС», которое, согласно либеральным представлениям о реформе электроэнергетики, является коллегиальным органом всего «рыночного сообщества». В нем даже была создана специальная рабочая группа, но ее состав формировался, как обычно, по принципу обязательного представительства крупных рыночных сил с официальным включением «ответственных лиц». В то же время в эту группу не попали известные профессионалы, способные не на словах, а на деле выработать и проводить эффективную политику в сфере коммерческого учета. Работа группы фактически заключается в отстаивании интересов отдельных организаций их представителями – прекрасными специалистами, но не в той области! В результате все, что сделала группа, свелось либо к решению различных вопросов организации бизнеса создания АИИС КУЭ, либо к установлению процедурных особенностей сбора и передачи информации субъектами оптового рынка с помощью «Актов оборота». Попытки же представить различные концепции развития учета не удались; основное внимание было уделено очередности оснащения техническими средствами измерений постоянно изменяющихся границ сетевых компаний. Тем самым было продемонстрировано полное отсутствие представления о целевой модели системы во всем многообразии ее компонентов. Отсюда напрашивается очевидный вывод: в сфере КУ «рыночное сообщество» оказалось не в состоянии создать ничего другого, кроме отвечающего интересам узкого круга влиятельных компаний высокодоходного бизнеса по разработке и бюрократическому оформлению АИИС КУЭ, а также обслуживающего сиюминутные цели комплекса сбора информации из сомнительных источников.

Организацией, способной создать систему коммерческого учета, охватывающую всю электроэнергетику, могло бы стать РАО «ЕЭС России». Однако самая актуальная на сегодняшний день цель холдинга – реструктуризация по видам бизнеса, и КУ в ней рассматривается только с точки зрения обеспечения этой задачи в существующей рыночной среде. Поэтому вся дискуссия по развитию КУ в РАО «ЕЭС России» превратилась сначала в бесконечные споры, кому из разделяющихся компаний должны принадлежать различные технические средства измерительных систем, а потом – за счет каких средств и в какие сроки оснастить АИИС КУЭ границы многочисленных сетевых компаний. В составе последней проблемы сейчас активно прорабатывается абсолютно бессмысленная по своей постановке задача: как без измерительных приборов произвести учет электроэнергии в часовом разрезе у конечных потребителей. Вместе с тем нельзя не отметить, что огромный объем коммерческих измерений и передачи данных в ДЗО РАО «ЕЭС России», сложнейшие процессы перестройки в условиях развития рынков и взятая на себя роль двигателя реформ не позволяют компании отвлекать силы на создание инфраструктурной среды ОРЭ. Поэтому следует признать, что РАО «ЕЭС России» озабочено прежде всего решением собственных корпоративных проблем. Оно не может (и не должно!) брать на себя миссию создания системы КУ в масштабах страны.

Другие крупные генерирующие (концерн «Росэнергоатом»), потребительские и сбытовые компании либо рассматривают КУ как незначительное ограничение их основной деятельности, либо напрямую извлекают выгоды из бизнеса по созданию АИИС КУЭ.

Из вышеприведенного анализа интересов и возможностей различных рыночных сил, а также из практики КУ, начиная с ноября 2003 г., можно сделать только один вывод: единственной объективно заинтересованной стороной в создании целостной системы КУ в России, охватывающей оптовый и розничные рынки, является государство. И это связано не только с необходимостью эффективного управления в сфере налогообложения и развития энергетики как особенно социально значимой отрасли, но и с возможностями обладания корректной информацией для целей планирования и отчетности, полученной по единым правилам. Наличие такой системы позволит также осуществлять более полноценный контроль тарифов с целью ограничения влияния на их рост произвольно устанавливаемых «рыночным сообществом» затрат на инфраструктурные технические проекты.

И здесь, как указывалось выше, не обойтись без разработки государственной учетной политики в области обращения электроэнергии. Причем эта политика должна быть во многом общей для всех энергоресурсов, о чем уже давно говорят многие специалисты различных отраслей народного хозяйства. Только исходя из принципов учетной политики, зафиксированной в нормативном правовом документе достаточной юридической силы, можно ставить и решать последовательно учетные, измерительные и технические задачи (включая задачи по созданию АИИС КУЭ). Эта политика позволит органам государственного управления и регулирования, участникам обращения электроэнергии, инфраструктурным организациям получить, наконец, единые узаконенные данные о производстве, потреблении электроэнергии и обо всех составляющих ее потерь. На ее основе станет возможным оптимальное с точки зрения всего общества техническое регулирование, которое исключит произвол в создании измерительных систем и систем сбора, передачи и обработки информации.

Государственная учетная политика в сфере обращения электроэнергии должна разрабатываться под эгидой всех заинтересованных Федеральных органов исполнительной власти: Министерства финансов РФ (в т. ч. Федеральной налоговой службы), Министерства экономического развития и торговли РФ, Министерства промышленности и энергетики РФ, Федеральной антимонопольной службы, Федеральной службы по тарифам. После ее разработки и принятия следует приступить к созданию технических регламентов, устанавливающих требования к измерительным системам, допущенным к применению на ОРЭ и розничных рынках. Контроль соответствия технических систем и результатов измерений государственной учетной политике и регламентам с точки осуществления государственного контроля и надзора должен производиться в соответствии с действующим законодательством.

При обращении электроэнергии на оптовом рынке данные с отдельных измерительных систем (АИИС КУЭ) необходимо передавать в специальный учетный орган (единый для ОРЭ и розничного рынка) с целью их обработки и осуществления учетных операций. Оттуда принятые к учету (а не просто измеренные!) данные будут поступать в финансово-расчетную систему ОРЭ (в НП «АТС») и всем заинтересованным сторонам. На розничном рынке нужно разработать систему обмена учетными данными между субъектами этого рынка и учетным органом, принимая во внимание особенности рынка.

Единый учетный орган, как следует из его функций и задач, также должен быть государственным и поставлять единую для всех государственных органов и субъектов рынка информацию об обращении электроэнергии за любой установленный интервал времени (1 час, месяц, квартал, год и т. д.) по территориальному, субъектному или другому признаку. Этот единый учетный орган представляет собой не что иное, как ОКУ в масштабах страны – «общенациональный ОКУ». Причем он играет исключительно роль сбора и регистрации всех необходимых учетных данных на оптовом рынке, т. е., по терминологии ряда специалистов, – роль поставщика коммерческой информации (ПКИ).

Что касается конкретных организационных форм, то это должен быть новый инфраструктурный субъект рынка, осуществляющий КУ электроэнергии в качестве монопольного вида деятельности, стоимость которого регулируется государством.

Общенациональным ОКУ, по мнению автора, могло бы, например, стать образованное в сентябре 2005 г. «Агентство по прогнозированию балансов в электроэнергетике» (ЗАО «АПБЭ»), которое согласно концепции его развития должно перейти полностью под контроль государства. Такое решение представляется оптимальным с точки зрения задач ЗАО «АПБЭ» по прогнозированию различных балансовых показателей и анализу их фактических значений, т. к. исходными данными для решения этих задач должна служить только учетная информация, полученная во исполнение государственной учетной политики с помощью технических средств, отвечающих принятым техническим регламентам.

Отметим, что появление общенационального ОКУ не исключает возможность развития института независимых ОКУ для целей розничного рынка, деятельность которых анализировалась в предыдущих главах.

Ниже описывается одна из возможных моделей деятельности ОКУ – ПКИ, которая была разработана группой специалистов НП «АТС» в 2002–2003 гг.

Принципы организации деятельности ОКУ – ПКИ на оптовом рынке

При организации бизнес-процессов монопольного функционирования ОКУ следует исходить из того, что он представляет собой независимую, неаффилированную с поставщиками и покупателями товаров и оплачиваемых дополнительных системных услуг организацию, оказывающую услуги юридическим лицам по обеспечению НП «АТС» коммерческой информацией, необходимой для осуществления финансовых расчетов в соответствии с правилами работы ОРЭ.

Согласно разработанной модели ОКУ является гарантом достоверности коммерческой информации и ее легитимности. На ОКУ возлагается задача предоставлять НП «АТС» в установленные сроки все необходимые данные для выписывания счетов за поставленную товарную продукцию (электроэнергию, мощность) и оплачиваемые дополнительные системные услуги. Упомянутые услуги и поставщик услуг (ОКУ) – неотъемлемые атрибуты оптового рынка. Статус и общие юридические условия оказания услуг ОКУ регламентируются необходимыми правовыми актами.

Услугами ОКУ на оптовом рынке обязаны пользоваться следующие субъекты рынка.

1. Поставщики (Продавцы) электроэнергии и мощности.

2. Покупатели электроэнергии и мощности.

3. Поставщики оплачиваемых дополнительных системных услуг.

4. ФСК – в части измерительных комплексов средств учета, расположенных со стороны ФСК на элементах сети, входящих в сечения поставки смежных субъектов рынка, а также в части измерительных комплексов, контролирующих оказание ФСК оплачиваемых дополнительных системных услуг.

5. Региональные сетевые компании и независимые сетевые компании (НСК) – в части измерительных комплексов средств учета, расположенных на элементах сети, входящих в сечения поставки смежных субъектов рынка, а также в части измерительных комплексов, контролирующих оказание НСК оплачиваемых дополнительных системных услуг.

Рассматриваются два варианта адресности информационных услуг, оказываемых ОКУ.

1 вариант. Получателем всех услуг ОКУ является НП «АТС».

2 вариант. Получателем услуг ОКУ по информационному обеспечению коммерческих расчетов на оптовом рынке является НП «АТС».

В качестве Получателей услуг ОКУ по эксплуатации и техническому обслуживанию измерительных комплексов средств учета, включая УСПД, выступают соответствующие субъекты оптового рынка. ОКУ может иметь в своем составе аккредитованную в установленном порядке при Ростехрегулировании метрологическую службу для поверки средств коммерческих измерений товарной продукции (электроэнергии, мощности) и характеристик оплачиваемых системных услуг. Кроме того, ОКУ может получить право аттестации МВИ товарной продукции и оплачиваемых дополнительных системных услуг. Пройдя необходимую процедуру аккредитации, ОКУ должен получить от НП «АТС» право установки пломб на аппараты (их конструктивные части) измерительных комплексов средств учета и УСПД с целью недопущения вмешательства в измерительные цепи неуполномоченных лиц.

ОКУ может на договорной основе выполнять работы по сбору информации (как коммерческой, так и технической) для других заказчиков помимо НП «АТС». В частности, целесообразно возложить на ОКУ эксплуатацию измерительных комплексов средств учета межгосударственных перетоков электроэнергии, а также сбор информации от этих комплексов и ее передачу организации, контролирующей экспортные операции.

Архитектура информационной системы коммерческого учета ОРЭ должна учитывать роль ОКУ в системе информационных потоков, отражающих оборот товарной продукции и оказание оплачиваемых дополнительных системных услуг на оптовом рынке.

При рассмотренной структуре движения коммерческой информации НП «АТС» получает мощный инструмент непосредственного влияния в регионах на политику в области КУ при сохранении всех преимуществ конкуренции в сфере практического бизнеса ОКУ.

Вопросы собственности на средства КУ, эксплуатируемые и обслуживаемые ОКУ, являются ключевыми для повышения эффективности функционирования системы КУ оптового рынка. Мировой опыт (например, фирмы Siemens) показывает, что оптимальным вариантом является собственность ОКУ на счетчики и коммерческие УСПД, хотя здесь присутствуют достаточно существенные риски, описанные в главе 7. В условиях России целесообразна аренда этих устройств, возможен вариант лизинга. При организации новых систем коммерческого учета субъектов рынка следует ориентироваться на установку счетчиков и коммерческих УСПД, принадлежащих ОКУ.

Если для целей КУ у субъекта рынка установлены отдельные ТТ, их также целесообразно иметь в собственности ОКУ.

Юридический статус ОКУ оптового рынка. Организация договорных отношений

Общие вопросы позиционирования ОКУ в инфраструктуре оптового рынка, его права и обязанности должны быть изложены в нормативных актах достаточно большой юридической силы (в постановлениях Правительства, в договоре о присоединении к торговой системе).

ОКУ – это юридическое лицо любой формы собственности, прошедшее аккредитацию при НП «АТС» и получившее лицензии на необходимые виды деятельности в соответствии с действующим законодательством. Его деятельность регламентируется «Типовым положением об ОКУ», утвержденным постановлением Правительства РФ. С целью оптимизации затрат по эксплуатации и техническому обслуживанию территориально рассредоточенных измерительных комплексов средств учета ОКУ вправе создавать свои филиалы.

Для повышения эффективности системы сбора и передачи коммерческой информации ОКУ организует филиалы таким образом, что их зоны обслуживания охватывают достаточно обширные электрически связанные регионы, например, совпадающие с территориями отдельных районов, нескольких районов областей или областей в целом.

Деятельность ОКУ на оптовом рынке осуществляется на основании заключенного с НП «АТС» договора по результатам проведения тендера. Возможен вариант заключения субподрядных договоров ОКУ с другими юридическими лицами на непосредственное выполнение его отдельных функций. В последнем случае субподрядчики так же должны пройти аккредитацию при НП «АТС».

Аккредитация в НП «АТС» заключается в документальном подтверждении претендентом на статус ОКУ своих возможностей по выполнению функций, входящих в состав основной деятельности. Необходимые документы и порядок их рассмотрения приводятся в специальном «Положении об аккредитации Оператора коммерческого учета при Администраторе торговой системы оптового рынка электроэнергии», которое должно быть разработано и утверждено НП «АТС».

В договорах на оказание услуг, заключенных между НП «АТС», с одной стороны, и субъектами оптового рынка, с другой стороны, необходимо оговорить следующее:

если единственным получателем услуг ОКУ является НП «АТС», оно уведомляет субъекта оптового рынка о назначении этому субъекту в качестве ОКУ организации, осуществляющей в отношении субъекта действия, предусмотренные «Типовым положением об ОКУ»;

субъект рынка, находящийся в ведении ОКУ, обязан допускать представителей ОКУ к аппаратуре и цепям измерительных комплексов средств КУ для их эксплуатации и технического обслуживания;

субъект рынка обязан предоставлять ОКУ всю техническую информацию, касающуюся измерительных комплексов средств учета;

субъект рынка обязан по требованию ОКУ предоставлять ему результаты расчетов балансов электроэнергии по тем своим электроустановкам, где имеются присоединения, входящие в сечение поставки;

на основании предписаний ОКУ субъект рынка должен нести затраты по поддержанию характеристик ИК и АИИС КУЭ в целом на уровне, определенном действующими нормативными документами и договором о присоединении к торговой системе;

на основании предписаний ОКУ субъект рынка должен нести затраты на выполнение организационных и технических мероприятий по эксплуатации и техническому обслуживанию ИК и АИИС КУЭ в целом в соответствии с обоснованными требованиями ОКУ;

при наличии претензий к ОКУ субъекту рынка следует обращаться непосредственно в НП «АТС».

Копии всех предписаний ОКУ в адрес субъектов рынка направляются так же в адрес НП «АТС».

В модели отношений, когда получателем услуг по эксплуатации и техническому обслуживанию средств КУ является субъект рынка, заключается договор между НП «АТС» и ОКУ.

В настоящее время даже в отсутствии общей нормативной базы нет юридических препятствий к заключению договоров на эксплуатацию и техническое обслуживание средств КУ между субъектами оптового и розничного рынков со специализированной организацией, фактически выполняющей функции ОКУ. Способы и формы заключения таких договоров определяются местными условиями.

Функции ОКУ

В каждом регионе для субъектов оптового рынка (поставщика, покупателя, сетевой компании) ОКУ выполняет следующие функции.

1. Участвует (вместе с НП «АТС») в планировании развития и контроле создания систем КУ товарной продукции и оплачиваемых дополнительных системных услуг субъектов оптового рынка, включая вопросы их интеграции в АИИС оптового рынка.

2. Осуществляет контроль соблюдения субъектами оптового рынка метрологических требований к коммерческим измерениям (проведение поверок, разработка и аттестация МВИ, разработка организационных и технических мероприятий по уменьшению погрешностей измерений и т. д.).

3. Эксплуатирует приборы КУ (вторичные измерительные цифровые преобразователи), «коммерческие» УСПД и цепи между ними, а также аппаратуру передачи данных на верхний уровень АИИС КУЭ. Осуществляет контроль эксплуатации первичных датчиков тока и напряжения и электрических цепей до приборов учета.

4. Выполняет техническое обслуживание аппаратуры и цепей АИИС КУЭ, осуществляет надзор за техническим обслуживанием аппаратуры и цепей ИК технического учета, представляющих важность с точки зрения замещения коммерческой информации.

5. Разрабатывает и осуществляет организационные и технические мероприятия, гарантирующие невозможность несанкционированного доступа к аппаратуре, цепям и программному обеспечению измерительных комплексов средств учета. В частности, НП «АТС» делегирует ОКУ полномочия накладывать от своего имени пломбы на аппаратуру и клеммные соединения измерительных каналов.

6. Эксплуатирует и обслуживает комплекс технических средств АИИС КУЭ регионального уровня, выполненный в соответствии с проектом АИИС КУЭ оптового рынка в целом.

7. Осуществляет достоверизацию передаваемых в НП «АТС» данных КУ электроэнергии, мощности и оплачиваемых системных услуг с помощью утвержденных НП «АТС» методик, используя все возможности привлечения для этих целей избыточной информации (включая обмен данными с СО, «смежными» ОКУ).

8. Организует передачу необходимой оперативной и неоперативной коммерческой информации в адрес НП «АТС» в требуемые сроки с помощью имеющихся в его распоряжении предусмотренных проектом АИИС КУЭ оптового рынка средств связи.

9. С санкции НП «АТС» выступает единым региональным арендатором каналов связи.

10. Собирает коммерческую информацию с неавтоматизированных измерительных комплексов средств учета.

Вышеперечисленные основные функции ОКУ может совмещать со следующими дополнительными функциями:

в предусмотренных действующим законодательством случаях производить поверку средств измерений;

по договору с экспортирующей организацией осуществлять сбор, обработку и передачу ей коммерческой информации о межгосударственных перетоках электроэнергии;

действовать как «Оператор коммерческого учета на розничном рынке электроэнергии»;

производить ремонт и наладку аппаратуры измерительных комплексов средств учета.

Организация бизнес-процессов и оплата услуг ОКУ

1 вариант. Непосредственным получателем услуг ОКУ является НП «АТС». Оплата всех услуг ОКУ в регионе производится по договору между НП «АТС» и ОКУ.

В смету затрат, определенную этим договором, включаются: затраты ОКУ на выполнение своих функций, включая стоимость приобретения технических средств и зарплату персонала; затраты на аренду помещений и коммунальные услуги; затраты на аренду каналов связи;

затраты на заключение субподрядных договоров с организациями, выполняющими функции ОКУ на местах.

Средства на оплату создания, эксплуатации и технического обслуживания системы КУ оптового рынка, и в т. ч. услуг ОКУ, взимаются с субъектов рынка в составе регулируемой ФСТ платы за услуги НП «АТС».

АИИС КУЭ субъектов рынка разрабатываются за счет этих субъектов и находятся в их собственности.

Затраты на ремонт, модернизацию, наладку и ввод в эксплуатацию АИИС КУЭ, на метрологическое обеспечение измерений несет субъект рынка. Выполнение затратных мероприятий производится на основании специальных предписаний, выдаваемых ОКУ. Субъект рынка может оспорить необходимость выполнения затратных мероприятий в НП «АТС».

Выполнение ОКУ дополнительных функций оплачивается по отдельным договорам согласно действующему законодательству.

2 вариант. Получателем услуг по непосредственному информационному обеспечению коммерческих расчетов является НП «АТС». Получателем услуг по эксплуатации и техническому обслуживанию технических и программных средств измерительных комплексов КУ (включая УСПД) является субъект рынка.

Оплата услуг ОКУ, касающихся непосредственно информационного обеспечения НП «АТС», производится по договору между ними.

В смету затрат, определенную этим договором, включаются те же их виды, что и в 1 варианте. Средства на оплату создания, эксплуатации и технического обслуживания системы КУ оптового рынка, и в т. ч. услуг ОКУ, взимаются с субъектов рынка в составе регулируемой ФСТ платы за услуги НП «АТС».

Оплата услуг ОКУ по эксплуатации и техническому обслуживанию измерительных комплексов средств коммерческого учета субъекта рынка производится по договору между субъектом рынка и ОКУ.

Заключение данных договоров является обязательным условием участия Поставщика, Покупателя или сетевой компании в деятельности оптового рынка.

Стоимость выполнения работ не служит предметом государственного регулирования. Субъект рынка вправе выбирать себе ОКУ из ряда организаций, удовлетворяющих требованиям «Типового положения об ОКУ». [23] При этом он обязан согласовать свой выбор с НП «АТС».

АИИС КУЭ субъектов рынка разрабатываются за счет этих субъектов и находятся в их собственности.

Затраты на ремонт, модернизацию, наладку и ввод в эксплуатацию АИИС КУЭ, на метрологическое обеспечение измерений несет субъект рынка. Выполнение затратных мероприятий производится на основании специальных предписаний, выдаваемых ОКУ. Субъект рынка может оспорить необходимость выполнения затратных мероприятий, предписанных ОКУ, в НП «АТС». Эти работы могут быть произведены на договорной основе либо специализированными организациями, либо ОКУ.

Выполнение ОКУ дополнительных функций оплачивается по отдельным договорам согласно действующему законодательству.

3 вариант. На ОРЭ функционирует один ОКУ, учрежденный НП «АТС». ОКУ имеет свои региональные филиалы и (или) взаимодействует на договорной основе со специализированными организациями, аккредитованными в установленном порядке в качестве региональных ОКУ.

В этом случае на ОКУ можно возложить функции эксплуатации и технического обслуживания всех уровней АИИС КУЭ, в т. ч. интегрированной автоматизированной системы управления коммерческим учетом.

Оплата услуг ОКУ производится либо по 1 варианту, либо по 2 варианту. Данный вариант является наиболее затратным и потребует значительных целевых инвестиций через тариф НП «АТС».

Глава 12 ЗАРУБЕЖНЫЙ ОПЫТ ОРГАНИЗАЦИИ ОКУ

Бизнес в сфере измерений, соответствующий ожиданиям российских бизнесменов и специалистов, существует пока очень в немногих странах. Среди них прежде всего следует отметить Великобританию и США. ОКУ как отдельного бизнеса нет практически ни в одной другой стране мира, хотя сам рынок электроэнергии во многих странах позволяет осуществление такого бизнеса.

Бизнес в сфере измерений в Великобритании

Единственной страной, выделившей и развивающей учетный (измерительный) бизнес в полном коммерческом понимании этого термина, является Великобритания. Причем его развитием постоянно занимаются органы государственного регулирования [12].

В соответствии с «Законом о газе» («Gas Act») и «Законом об электроэнергии» («Electricity Act») с поправками, предусмотренными «Законом о коммунальных компаниях» («Utilities Act»), предоставлять измерительные услуги имеет право любая компетентная сторона, включая потребителей.

В Великобритании принят так называемый принцип «узла (хаба) поставщика». Согласно данному принципу поставщики обязаны назначить для каждой измерительной точки поставок аккредитованного оператора измерений, аккредитованных сборщика данных и агрегатора данных.

По закону публичные поставщики электроэнергии обязаны в случае соответствующего требования предоставлять услуги по измерениям по всем «пунктам измерений» (точкам измерений). Кроме того, на них возлагаются обязанности по публикации информации о тарифах на измерительные услуги в доступной форме с тем, чтобы гарантировать такой их уровень, который не оказывает негативного воздействия на конкуренцию. В то же время в отношении платежей за измерения не практикуется раздельный ценовой контроль (за исключением дополнительного сбора в размере 15 ф. ст. в отношении счетчиков с предоплатой, расходы на обслуживание которых превышают соответствующие затраты кредитных счетчиков).

Если публичный поставщик электроэнергии продает свой измерительный бизнес, законодательно ассоциируемые с ним обязательства сохраняются, и новый публичный поставщик обязан выполнять их в соответствии с условиями контракта (по аналогии с покупателем бизнеса).

Таким образом, в Великобритании действует модель, при которой ответственность за представление данных для финансовых расчетов лежит на поставщиках электроэнергии («сбытовых компаниях»), которые могут нанимать для этой цели специального субъекта – Meter Operator (MO). В неудачном русском переводе – это ОКУ. Поставщики нанимают МО на конкурсной основе.

Коммерциализации подлежат все операции, связанные с выполнением измерений, коммерческим учетом, установкой и эксплуатацией технических средств. МО обслуживают всех потребителей нанявшей их компании в регионе; обычно это миллионы клиентов. Судя по публикациям, сам по себе измерительно-учетный бизнес в сфере электроэнергии не приносит больших прибылей, поэтому его совмещают с измерительно-учетным бизнесом в сфере тепла, газа и воды. Широко распространена диверсификация на оказание услуг по таким направлениям, как консультации по энергосбережению, ведение счетов т. д.

Правительство начало кампанию по либерализации электроэнергетического сектора Великобритании в 1989 г. Понадобилось несколько лет, чтобы измерения электроэнергии были приведены в соответствие установленным требованиям, но теперь достигнут уровень, при котором каждый потребитель может свободно выбирать себе поставщика, не принимая во внимание ограничения по коммерческому учету. Этапы этого пути отражены в табл. 11.1.

Та б л и ц а 11.1.

Операторы коммерческого учета на рынках электроэнергии. Технология и организация деятельности Глава 12 ЗАРУБЕЖНЫЙ ОПЫТ ОРГАНИЗАЦИИ ОКУ.

Данная сфера деятельности является объектом регулирования специальной правительственной организации Office for Gas and Electricity Markets (Ofgem). Как видно из ее названия, Ofgem осуществляет регулирование также и на рынке газа. И это не случайно, т. к. развитие этих рынков идет параллельно, и требования, в частности, к организации и выполнению измерений в электроэнергетической и газовой отраслях очень похожи, что делает возможным ведение в них одинаковых видов бизнеса. Например, Ofgem требует, чтобы все потребители электроэнергии имели у себя сертифицированные приборы для измерения электроэнергии, которая поступает к ним из сети («счетчик импорта»). В связи с этим Ofgem установила контроль цен, который ограничивает плату за обслуживание 1 счетчика «измерительной» компанией на уровне около 1,12 ф. ст. в год.В Великобритании существует около 27 млн счетчиков электрической энергии (и еще около 18 млн счетчиков газа), таким образом, измерение (по-русски – «учет») электроэнергии представляет собой достаточно большую потенциальную сферу бизнеса. Ранее все функциональные аспекты электроснабжения, включая учет электроэнергии, входили в сферу ответственности Оператора распределительной сети – Distribution Network Operator (DNO), который представляет собой компанию по управлению электрической сетью. Тем не менее с 2003 г. Ofgem ввел конкуренцию в сферу измерений (учета), разделив ее на две основные группы: провайдеров («meter providers») и операторов («meter operators»). В функции последних были включены сбор данных и их обработка. Эта политика преследовала несколько целей: предоставление условий для выбора организации, эксплуатирующей технические средства измерений, поощрение инвестиций, снижение цен и улучшение уровня сервиса.В Великобритании, как и во всей Западной Европе, в последнее время уделяется большое внимание микрогенерации, под которой понимается установка маломощных генерирующих источников в коттеджах и квартирах. Это создает специфические трудности для коммерческого учета, т. к. в определенные часы возможна выдача («экспорт») мощности в сеть, что требует наличия счетчика, измеряющего выданную электроэнергию. Для целей учета энергии, вырабатываемой микрогенерацией, особенно актуальным является поощрение инновационного процесса. Счетчики с передовой технологией могут обеспечить эффективную работу генерации с помощью записей выработки и потребления на разные регистры и улучшения обмена данными между потребителем и поставщиком. Однако это не является таким уж очевидным преимуществом, связанным с введением конкуренции в области измерений (учета).Такое преимущество проявляется только если рассматривать прогрессивную технологию измерений с точки зрения и спроса, и предложения. Поставщики в настоящее время должны оплачивать сервис в области измерений, и это их дело – устанавливать более сложную измерительную технику. В то же время потребители вправе заключить контракт с другим поставщиком по истечении 28 дней после первого контракта, и новый поставщик не должен платить дополнительные деньги за оборудование (он обязан оплатить «минимальный» комплект). Но т. к. приблизительно у 90 % поставщиков сервис измерений обеспечивается DNO, было признано целесообразным инициировать инновации поставщику. Как указано выше, ценовой контроль устанавливает сумму, которую DNO может тратить на сервис измерений. Иными словами, если он установит сложный прибор, Ofgem все равно не позволит плату, большую чем 1,12 ф. ст. в год за прибор.В то же время Ofgem работает над тем, чтобы обеспечить отсутствие препятствий к инновациям в сфере измерений. Важность этого усиливается рекомендациями Европейской «Директивы энергетических сервисов», которая требует от членов ЕС обеспечивать лучшие возможности для измерений.Учитывая понимание преимуществ прогрессивных технологий измерений (применительно к Великобритании), политические и финансовые инвестиции, сделанные в конкурентный рынок измерений, трудно предположить, чтобы Ofgem установил строгий минимум требований в отношении этих технологий.В настоящее время в Великобритании работает достаточно большое число MO. Большинство из них объединены в ассоциацию «Association of Meter Operatos» (AMO). Информацию о членстве, новостях и регламентах работы MO можно найти на сайте AMO www.meteroperators.org.uk.Рассмотрим более подробно услуги, оказываемые ОКУ в Великобритании.В ходе рыночных преобразований было провозглашено, что потребители электроэнергии нуждаются в следующих услугах:измерениях потребления электроэнергии на постоянной основе с помощью точных приборов установленного типа (услуги по измерениям потребления электроэнергии) – metering services;периодическом получении данньх об объемах потребления (услуги по предоставлению данных или снятию (считыванию) показаний измерительных приборов) – meter reading or data services.Услуги по измерениям потребления электроэнергии разделяются на две группы:обеспечение измерений (meter provision); измерительные операции (meter operation).Обеспечение измерений заключается в создании условий для установки счетчиков электроэнергии. Измерительные операции включают в себя все работы, связанные с установкой и эксплуатацией счетчиков.Услуги по предоставлению данных или снятию (считыванию) показаний измерительных приборов включают в себя две отдельные функции:считывание (извлечение, поиск) данных (data retrieval); обработка данных (data processing).Считывание (извлечение, поиск) данных заключается в обеспечении считывания (либо непосредственно, либо дистанционно) показаний измерительных приборов (счетчиков).Обработка данных включает в себя контроль достоверности и подтверждение правильности считанных данных, а также их передачу заинтересованным сторонам в установленной форме.Все перечисленные услуги имеют свои особенности в зависимости от того, собираются ли получасовые или неполучасовые (за длительный интервал времени) данные, считываемые со счетчиков электроэнергии.Следует иметь в виду, что на рынке электроэнергии Великобритании в сфере измерений существует следующая терминология. Для измерения получасовых интервалов используются счетчики, называемые Half-hourly meters (HH). Требования по установке счетчиков HH все время меняются в сторону уменьшения заявленного потребления покупателей (в связи с выходом на конкурентный рынок все большего числа покупателей).Различают также измерения внутри расчетного интервала – Metering inside Settlement Timescales (MIST) и измерения вне расчетного интервала – Metering outside Settlement Timescales (MOST). В соответствии со сложившимся разделением функций существуют следующие сферы деятельности в области измерений:выполнение измерений для MOST – MO;сбор данных для MIST и MOST – Data Collector;агрегирование данных – Data Aggregator.В качестве примера можно привести компанию Siemens Metering Services, которая в настоящее время предлагает такие следующие услуги: поставку измерительного оборудования; установку и эксплуатацию измерительных систем;сбор, извлечение, обработку и управление данными; агрегирование данных;урегулирование денежных отношений и защиту денежной выручки;услуги по управлению потреблением энергии; обработку денежных транзакций.Она же предлагает коммунальным компаниям следующие измерительные операции:установку измерительных приборов;подачу и отключение питания измерительных приборов;изменения функциональных возможностей измерительных приборов;разрешение проблем с неправильно функционирующими измерительными приборами;эксплуатацию измерительных приборов;установление соединений с новыми источниками поставок;мониторинг эксплутационных характеристик.Компания ввела даже новый термин «портфель управленческих услуг». Согласно этой концепции компания будет также составлять графики всех считываний результатов измерений, включая:циклическое считывание данных с выбранной потребителем частотой;эпизодическое снятие показаний;выполнение требований об обязательном считывании;организацию и составление по поручению потребителя графиков предгарантийных визитов.К дополнительным услугам в Великобритании относят прежде всего агрегирование данных. Эта услуга включает в себя агрегирование по установленным правилам считываемых с индивидуальных измерительных приборов данных и их передачу в адрес специального оператора – Elexon, [24] который осуществляет расчеты обязательств и требований субъектов рынка.Поставка средств измерений также входит в состав бизнеса МО. Иногда это собственное производство счетчиков электроэнергии и (или) сумматоров (по российской терминологии – УСПД).Ряд МО предоставляют услуги по калибровке (соответствует операции поверки по российскому законодательству) измерительных комплексов с помощью аккредитованных в установленном порядке лабораторий.Существуют услуги по предоплате электроэнергии. Публичные поставщики электроэнергии обязаны предоставлять инфраструктуру предоплаты. За такую услугу установлена плата в размере около 15 ф. ст. в год. Ряд компаний предлагают системы предоплаты на основе смарт-карт.Оказываются и другие услуги, зависящие от маркетинговой стратегии МО. Например, уже упоминавшаяся компания Siemens Metering Services предлагает потребителям комплекс так называемых инновационных услуг, которые включают в себя:разложение данных, полученных в узловом центре поставщика, по составляющим оплаты после получения указания (команды) субъекта рынка;справочную систему «D0095»; специальные и статистические отчеты; управление данными при смене поставщика.Она же оказывает услуги британским коммунальным компаниям по защите их выручки, т. е. по борьбе с хищениями и с сокращением дебиторской задолжности. Услуги реализуются путем применения сложных IT-систем, а также путем переговоров с должниками и защитой исков компаний в судебных инстанциях.Целый ряд МО оказывает потребителям консультационные услуги по энергосбережению, по установке так называемой «дисперсной генерации» (ветроустановки, дизельные установки и установки, работающие на биогазе в коттеджах и на малых предприятиях). Ряд компаний оказывает услуги по внедрению решений в рамках управления электропотреблением.Рассмотрим теперь особенности выполнения измерений и некоторые инновационные решения по автоматизации бизнес-процессов ОКУ, которые в последнее время все активнее внедряют компании, специализирующиеся в данной сфере деятельности.Известно, что объем потребляемого газа измеряется с помощью специальных счетчиков. Показатели измерений в значительной степени определяются температурой окружающей среды и давлением. Для того чтобы учесть эти воздействия, в Великобритании при измерениях объемов потребляемого газа принята корректировка показаний приборов посредством применения постоянных коэффициентов (отражающих «средние» значения температуры и давления). Применение этих коэффициентов означает, что в определенной, достаточно малой степени часть потребителей оплачивают меньшие, чем реально потребляемые, объемы поставок, а другая часть – большие.В то же время «Директива ЕС об инструментах измерений» предусматривает возможность использования счетчиков газа, выверенных в условиях имеющих место в реальности температуры и давления в местах потребления. Системы выставления счетов, базирующиеся на применении постоянных коэффициентов, должны быть модернизированы, что позволит использовать предусмотренные ЕС измерительные приборы.Для максимизации гибкости и эффективности получения данных Siemens Metering Services использует портативные приборы, позволяющие применять самые современные технологии. Существенный вклад в повышение скорости оказания и качества услуг по съему данных вносят технологии мобильной связи в стандарте GSM, позволяющие мгновенно передавать полученную информацию в центральный офис, в котором она обрабатывается, проверяется на достоверность и передается клиенту.Эта система передачи данных была разработана с учетом необходимости составления графиков измеряемых величин, считываемых с «двухтопливных» (газ – электроэнергия) измерительных приборов. Для того чтобы правильно адресовать требуемые потоки данных, в ней используются надежные, проверенные интерфейсы между всеми газовыми и электрическими системами.Информация о потреблении и другие данные передаются в необходимом формате. Система Siemens Metering Services поддерживает:протоколы данных в соответствии с «Каталогом передачи данных» («Data Transfer Catalogue») для электроэнергии;стандарт в формате «CMG Archipel» для газа;стандарт в соответствии с «Сетевым кодексом» («Network Code») для газа.Для обеспечения максимальной надежности в системе осуществляется ежедневное резервное копирование и восстановление.В настоящее время применяемое Siemens Energy Services решение, самое распространенное на рынке предоплаты за потребление газа, используют 2 млн потребителей, обслуживаемых двадцатью пятью поставщиками на всей территории Великобритании. В значительной степени автоматизированное, это решение предлагает быстрый и надежный сервис как пользователям, так и поставщикам.Известная под названием «Quantum», система основывается на технологии использования смарт-карт и полностью поддерживает целый диапазон услуг. Система смарт-карт обеспечивает не только закупки энергии покупателями, но и электронный обмен данными и инструкциями между измерительными приборами и поставщиком.Участие Siemens Energy Services начинается с момента, когда поставщик газа достигает соглашения со своим потребителем об использовании счетчика для предоплаты. Как только у потребителя устанавливается соответствующий газовый счетчик, поставщик обращается в Siemens Energy Services с запросом о выдаче потребителю индивидуально программируемой карты, известной как «Gascard».Эта карта позволяет потребителю приобрести кредит на покупку газа. Осуществить расчеты можно в любом розничном пункте, который является агентом сетевого сервисного провайдера (network service provider, NSP), в число которых входят Paypoint, Post Office Counters и De La Rue.Во время каждой транзакции данные газового счетчика загружаются с «Gascard» на терминал провайдера, который ежевечерне осуществляет автоматизированный процесс извлечения данных о потреблении и направляет их Siemens Energy Services. Компания, в свою очередь, направляет данные соответствующему поставщику газа.Помимо этого компания вовлечена и в другие аспекты операций с «Gascard», такие как замена утерянных или поврежденных карт, запись специфических для каждого потребителя сообщений на имеющиеся у них карты, передача сообщений на терминалы в пунктах продаж (например, об изменении дебета или кредита счетчика).Одной из последних инновационных разработок Siemens Energy Services является система «Utileyes», обеспечивающая онлайновый доступ к данным и коммунальной управленческой информации. Используя «Utileyes» можно быстро получить доступ и проанализировать использование коммунальных ресурсов с целью минимизации потерь и сокращения издержек.«Utileyes» является ролевой системой, позволяющей определить и структурировать доступ к данным каждого пользователя, что обеспечивает индивидуальный информационный сервис. Поставщик имеет возможность предоставить сотрудникам своей организации различные права доступа к данным – от единственной площадки или группы площадок до комплексного портфеля. Таким образом, можно генерировать отчеты в соответствии с областью ответственности каждого отдельного пользователя.Представляют интерес некоторые данные, характеризующие объем рынка услуг МО Великобритании.По данным за 2001 г. ежегодные расходы поставщиков электроэнергии на оплату услуг МО (в неполучасовом секторе) составляют 270 млн ф. ст., а связанные с измерениями ежегодные платежи поставщиков – 800 млн ф. ст.Измерительные активы публичных поставщиков электроэнергии (по российской терминологии, «гарантирующих поставщиков») составляют около 1,3 млрд ф. ст.В 1999 г. компания TXU (Eastern) продала свой измерительный бизнес за 42,5 млн ф. ст.Приобретение измерительного бизнеса компании Sеаьоаrd (включая активы получасовых измерений) обошлось компании Invensys в 37 млн ф. ст.По состоянию на 2001 г. стоимость услуг по сбору данных оценивалась Ofgem в 120 млн ф. ст., стоимость услуг по агрегированию – в 11 млн ф. ст.Публичные поставщики электроэнергии в 2001 г. обслуживали около 26 млн счетчиков (неполучасовых). В 1999–2000 гг. они осуществили замену 2,5 млн счетчиков.Компания «IMServ (Invensys Management Services)» обслуживает более 80 000 коммерческих интервальных счетчиков у промышленных потребителей и 7 000 000 бытовых счетчиков. Компания «SP Dataserve Ltd» обслуживает более 6 млн потребителей электроэнергии и газа.По данным на конец 2001 г., газотранспортная компания Transco собирала платежи за измерительные услуги получателей газа ежегодно на сумму 415 млн ф. ст. Услуги подразделялись на услуги по обеспечению измерений (180 млн ф. ст.) и услуги по измерительным операциям (235 млн ф. ст.). Стоимость используемых Transco измерительных активов оценивалась примерно в 1,12 млрд ф. ст.Компания Transco на сегодняшний день обслуживает приблизительно 21 млн счетчиков газа. В 1999–2000 гг. эта компания выполнила замену около 900 000 счетчиков.В течение нескольких последних лет стоимость счетчиков различных типов значительно снизилась. Например, за 1995–2000 гг. цены на внутренние кредитные газосчетчики упала на 46 %. В электроэнергетике, несмотря на низкий уровень цен на внутренние кредитные счетчики на начало этого периода, их цены уменьшились на 3 %, а цена счетчиков предварительно оплаченной электроэнергии – на 22 %. Что касается установки, то в последние несколько лет были введены авансовые транзакционные установочные платежи, призванные не допустить последующего «скручивания» затрат на установку счетчиков. В газовой отрасли эти изменения распространялись на внутренние электроизмерительные приборы, установленные после 1 апреля 2000 г. и на зарубежные счетчики, установленные после 1 октября 2000 г.Компания «United Utilities Metering Services» недавно заключила 5-летний контракт (газ, электроэнергия) на 225 млн ф. ст. с компанией British Gas Trading и 3-летний котракт (вода) с компанией Dwr Cymru Welsh Water.Южная Корея Рынок Южной Кореи сформировался на основе правительственного плана, опубликованного в 1999 г. Бывший национальный монополист – вертикально интегрированная государственная компания КЕРСО выделила из себя 5 генерирующих компаний, оставив на своем балансе только атомные и гидравлические станции. Получилась структура, похожая на Британский генерирующий пул, но с прямым доступом к покупке электроэнергии крупных потребителей (более 50 МВт мощности).Для управления рынком была создана компания Korea Power Exchange (KPX). Это некоммерческая независимая организация, похожая на наш НП «АТС». Упомянутые 5 генерирующих компаний являются «дочками» КЕРСО, которая управляет также отдельной дочерней компанией, куда входят АЭС и ГЭС.Измерительная система (Metering System) рынка поставляет дистанционные измерения от всех генерирующих источников в часовом разрезе. Существует также система «урегулирования» (Settlement System), которая производит окончательные расчеты (биллинг) с потребителями на основании базовых и маржинальных рыночных цен.Операторов коммерческого учета как представителей рыночного бизнеса в Южной Корее не существует.Бизнес в сфере измерений в США В основном этот бизнес развивается в области газоснабжения и водоснабжения. ОКУ в нашем понимании соответствует субъекту рынка под названием Master Meter Operator (ММО).MMO буквально можно перевести как главный (эталонный) оператор измерений. Но исходя из его функций более правильный перевод – оператор коммерческих измерений. Он является субъектом рынка газа, воды. Технические средства, необходимые для деятельности ММО, представлены, например, на сайте http://www.mastermeter.com.В каждом штате деятельность ММО регулируется собственными нормативными актами. Ниже приводятся термины и определения из нормативного документа штата Колорадо «Департамент регулирующих агенств штата Колорадо.« Часть 4. Правила регулирования услуг газоснабжения и операторов трубопроводных систем. Проверочный прибор, прибор технических измерений (Check-meter) означает прибор или составное средство измерений, которое используется ММО для определения потребления газа конечными потребителями, обслуживаемыми ММО. Эталонный прибор, прибор коммерческих измерений (Master meter) означает прибор или составное средство измерений, которое служит для расчета лица, предоставляющего услуги, с ММО («биллинг»). Оператор коммерческих измерений (ММО) представляет собой лицо, которое покупает услуги газоснабжения у лица, оказывающего эти услуги, с целью предоставления их конечным потребителям, чьи агрегированные объемы потребления измеряются прибором коммерческих измерений (Master meter)». В сфере газоснабжения кроме выполнения измерений и биллинга на ММО возлагается обязанность следить за безопасностью (утечки, коррозия трубопровода и т. д.). Соответствие ММО требованиям регулировочных органов штатов систематически проверяется. Например в Мэрилэнде ММО «Master Meter Records» проверяется каждые 15 месяцев. ММО заключают договоры на оказание услуг с операторами природного газа и пропана.Организация коммерческого учета на Украине ГП «Энергорынок» является Главным оператором коммерческого учета электрической энергии ОРЭ Украины и принимает непосредственное участие в построении Автоматизированной системы коммерческого учета ОРЭ. В ГП «Энергорынок» разработано и установлено программное обеспечение сбора, хранения и первичной обработки данных коммерческого учета ОРЭ. Этот программный комплекс работает на выделенном сервере и решает вопросы автоматизации сбора информации на центральном уровне АСКУЭ ОРЭ. Обеспечено горячее резервирование основного сервера АСКУЭ Главного оператора.Внедрение подсистемы сбора, хранения и первичной обработки данных предоставило Главному оператору возможность:стандартизировать модель представления данных АСКУЭ субъектов ОРЭ;стандартизировать протокол передачи данных измерений от АСКУЭ субъектов ОРЭ;создать базу первичных и обработанных данных КУ электроэнергии; положить начало реальному приему данных из АСКУЭ субъектов ОРЭ.Разработан унифицированный протокол передачи данных. Использование протокола позволило организовать информационный обмен между АСКУЭ субъектов ОРЭ и АСКУЭ Главного оператора, которые построены по разным, не совместимым между собой технологиям. Спецификация протокола передана всем субъектам ОРЭ для последующего использования в собственных АСКУЭ.В ГП «Энергорынок» разработан «Модуль ручного ввода данных коммерческого учета и передачи с помощью унифицированного протокола» с целью передачи информации КУ от субъектов ОРЭ к Главному оператору ОРЭ.Следующим этапом создания АСКУЭ Главного оператора ОРЭ является создание сети передачи данных КУ. Эта сеть должна объединить АСКУЭ субъектов ОРЭ и АСКУЭ Главного оператора в единую автоматизированную систему КУ электроэнергии ОРЭ Украины. Сеть передачи данных планируется строить на базе выделенных каналов, которые напрямую свяжут АСКУЭ Главного оператора и АСКУЭ производителей электроэнергии, поставщиков электроэнергии по регулируемому тарифу, крупных поставщиков по нерегулированному тарифу и АСКУЭ крупных потребителей.На сегодняшний день в ГП «Энергорынок» функционирует эффективная, построенная на современных технологиях система информационного обеспечения, позволяющая Главному оператору оперативно и качественно выполнять возложенные на него функции распорядителя системы расчетов ОРЭ и распорядителя средств ОРЭ. Дальнейшее развитие информационного обеспечения ОРЭ даст возможность ГП «Энергорынок» улучшить качество расчетов в ОРЭ, в полном объеме выполнять функции Главного оператора КУ электрической энергии ОРЭ и повысить эффективность функционирования Единой энергосистемы Украины.Как видно из вышесказанного, бизнес в сфере измерений в настоящее время на Украине отсутствует.

Заключение

Проведенный анализ существующей и целевой моделей коммерческого учета на оптовом и розничном рынках электроэнергии показывает следующее:

среди бизнес-процессов информационного обеспечения деятельности покупателей, поставщиков и сетевых компаний имеется целый ряд тех, которые могут быть основой соответствующих конкурентных рынков;

в действующем законодательстве, касающемся электроэнергетики, отсутствуют запреты на конкурентные виды деятельности, связанные с коммерческим учетом.

Эти предпосылки стали основной возникновения различных компаний, выполняющих те или иные функции ОКУ – сначала в регионах, затем и в масштабах страны.

На сегодняшний день самым прибыльным бизнесом в сфере коммерческого учета является создание АИИС КУЭ «под ключ». Перспективы внедрения в такой вид бизнеса зависят сегодня от административного ресурса, как в компаниях, создающих для себя систему коммерческого учета, так и на территориях. Поэтому он не является рыночным в полном смысле этого слова.

Бизнес в сфере обслуживания АИИС КУЭ и информационного обмена возможен как в Москве, Санкт-Петербурге, так и на других территориях, но пока только если имеются сильные рычаги влияния на владельцев этих систем. Здесь необходимы маркетинговые усилия и четкое «отслеживание» хода реформ в электроэнергетике.

Представляется, что наибольшие перспективы бизнес имеет на розничном рынке при автоматизации бытового потребления и организации комплексного учета всех энергоносителей и воды. Однако каждое «вхождение» на территорию требует большой работы с органами власти, что доказывается опытом ОАО «Российские коммунальные системы» и КЭС-холдинга. Достаточно ощутимого эффекта может добиться ОКУ, предлагающий субъектам рынка комплексные информационные услуги, позволяющие замкнуть всю технологическую цепочку «создание АИИС КУЭ – эксплуатация АИИС КУЭ – сбор первичных данных – обработка и регистрация данных – биллинг – информационное обслуживание».

В России идет активный процесс коммерциализации услуг по учету электроэнергии. За последнее время этот рынок прошел путь от пионерского, часто силового, захвата отдельных видов основной и сопутствующей деятельности ОКУ на территориях бывших АО-энерго до возникновения отдельных мощных трансрегиональных специализированных холдингов. Чаще всего современные ОКУ выполняют не только традиционные бизнес-задачи в сфере измерений, но и учетные задачи, а также большой комплекс работ, связанных с биллингом на розничном рынке.

По мере развития рыночных отношений в электроэнергетике и полного разделения по видам деятельности ОКУ будут представлять собой все более прибыльный и привлекательный вид бизнеса. И нет сомнения, что преимущества получат те, кто уже сейчас включился в процесс его становления и захватывают наиболее привлекательные ниши в данном секторе экономики.

Приложения

Приложение 1

Операторы коммерческого учета на рынках электроэнергии. Технология и организация деятельности Приложение 1.

ТЕХНИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ на создание автоматизированной системы информационного обеспечения работы субъекта рынка на оптовом рынке электроэнергии 1. Общие положения 1.1. Настоящие «Технические требования к созданию автоматизированной системы информационного обеспечения работы субъекта рынка на оптовом рынке электроэнергии» (далее – Технические требования) предъявляются к участникам конкурса на оказание услуг по комплексной модернизации существующей автоматизированной системы коммерческого учета и системы телемеханики и связи в соответствии с требованиями «Регламента получения статуса субъекта оптового рынка» (приложение к договору о присоединении к торговой системе, далее – «Регламент»).Работа должна состоять из двух связанных на техническом и информационном уровнях этапов:модернизация АИИС КУЭ по требованиям договора о присоединении к торговой системе;модернизации системы телемеханики и связи согласно требованиям Регламента.Этапы могут быть выполнены параллельно либо последовательно с первоочередным созданием АИИС КУЭ.Срок выполнения этапа создания и подтверждения соответствия АИИС КУ – не позднее ХХ.ХХ.200_ г.Срок выполнения этапа создания и подтверждения соответствия систем телемеханики и связи – не позднее ХХ.ХХ.200_ г.1.2. Технические требования разработаны в соответствии с действующими нормативными правовыми и нормативными техническими документами и договором о присоединении к торговой системе оптового рынка электроэнергии (в редакции на 1.01.2006 г.).1.3. Настоящие Технические требования являются исчерпывающими, изменения в них могут вноситься не позднее чем за пять рабочих дней до даты проведения конкурса, с обязательным извещением всех участников конкурса.2. Цель модернизации системы коммерческого учета В настоящее время для целей коммерческого учета покупной электроэнергии функционирует система коммерческого учета, не охватывающая 100 % точек поставки и не отвечающая требованиям НП «АТС».Целями модернизации системы коммерческого учета являются:2.1. Создание Автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) согласно требованиям договора о присоединении к торговой системе оптового рынка электроэнергии, данные которой будут использоваться для определения финансовых обязательств и требований при работе субъекта рынка на оптовом и (или) розничном рынках.2.2. Создание системы обработки и регистрации информации, полученной от АИИС КУЭ и других источников, включая определение всех учетных показателей, их погрешностей и связей между ними (балансов) с расчетом неопределенностей балансовых уравнений.В дальнейшем будем называть ее системой интегрированного учета. 3. Требования к объемам услуг и поставок по АИИС КУЭ 3.1. Программно-технический комплекс АИИС КУЭ должен быть разработан, смонтирован и подвергнут испытаниям на соответствие требованиям договора о присоединении к торговой системе Исполнителем в соответствии с настоящими Техническими требованиями.3.2. Исполнителем также должна быть разработана система интегрированного учета, предназначенная для получения и регистрации коммерческих и некоммерческих учетных данных на основании информации АИИС КУЭ, системы технического учета, иной информации (в т. ч. телеизмерений), предусмотренной Техническим заданием.Интеграцию данных АИИС КУЭ, данных технического учета, телеизмерений, иных данных, их взаимный контроль достоверности, определение балансовых показателей и составление системы балансов, их допустимых и фактических неопределенностей следует организовать на уровне отдельного сервера.3.3. Коммерческим учетом должны быть охвачены_точек поставки (Приложение к данному ТЗ), включающие в себя все ГТП потребления.3.4. В результате выполнения работ на станции должны существовать и взаимодействовать:Вновь созданная АИИС КУЭ;Имеющаяся автоматизированная система учета;Система интегрированного учета.3.5. Состав работ, выполняемых во исполнение п. 3.1, и представляемая документация приведены в Приложении к ТЗ.3.6. В состав работ по п. 3.2. входят:3.6.1. Разработка системы балансовых показателей и балансов субъекта рынка: по отдельным шинам, по каждому ТП, по сети в целом.3.6.2. Обоснование и разработка алгоритмов расчета допустимых и фактических неопределенностей расчетных балансов (по п. 3.6.1).3.6.3. Разработка системы взаимного контроля достоверности результатов измерений коммерческих и некоммерческих учетных показателей, а также результатов телеизмерений.3.6.4. Создание базы данных и пользовательского интерактивного интерфейса по системе интегрированного учета.3.6.5. Работы по п. 3.1 должны быть завершены не позднее ХХ.ХХ. 200_ г.3.6.6. Работы по п. 3.2. должны быть завершены не позднее ХХ.ХХ. 200_ г.4. Требования к техническим решениям по АИИС КУЭ 4.1. Для АИИС КУЭ следует применить приборы для измерения электроэнергии, выбранные Подрядчиком и обоснованные в составе конкурсной документации.4.2. УСПД (контроллеры), сервер и программное обеспечение верхнего уровня АИИС КУЭ выбираются Подрядчиком и согласовываются субъектом оптового рынка.4.3. Сервер и программное обеспечение системы интегрированного учета выбирается Подрядчиком и согласовывается субъектом оптового рынка. Система интегрированного учета должна допускать обмен данными с сервером АИИС КУЭ и сервером существующей системы (в случае ее наличия).4.3.1. Интерфейс пользователя рабочих мест диспетчера (система телемеханики и телеизмерений) и комммерческого диспетчера должны быть единообразны и позволять работу персонала, знакомого с одной из них, на другой без дополнительного обучения.4.4. В случае необходимости (по результатам обследования) в измерительных каналах для целей коммерческого учета необходимо производить замены измерительных трансформаторов.Поверка ТТ и ТН в точках учета до 10 кВ включительно производится в рамках данной работы. Замена этих ТТ и ТН производится в рамках данной работы по дополнительному соглашению.При замене ТТ необходимо заказывать и устанавливать ТТ с отдельной измерительной обмоткой для целей коммерческого учета электроэнергии. Если такие ТТ отечественной промышленностью не выпускаются, допустимо совмещать в одном измерительном канале измерения электроэнергии и другие измерения, предусмотрев специальные меры, препятствующие несанкционированному допуску к токовым цепям.4.5. На программном и аппаратном уровне созданная АИИС КУЭ должна допускать сопряжение с системой телемеханики ОЭС_(_РДУ).4.5.1. Технические решения должны допускать использование приборов для измерения электроэнергии в качестве датчиков ряда параметров с целью создания системы телемеханики согласно упомянутому приказу (дискретность сбора данных мгновенных значений с меткой времени не более 5 сек).4.5.2. Для снижения затрат на ЗиП аппаратные средства, используемые для обеспечения работы телемеханики, должны быть максимально унифицированными с аппаратными средствами коммерческого учета. При этом преимущество получают контроллеры, допускающие использование в обеих системах после перепрограмирования обслуживающим персоналом субъекта рынка.4.5.3. Технические средства АИИС должны обеспечивать ввод в систему и автоматическое формирование данных о состоянии объекта измерения.4.5.4. В случае сбоев в работе оборудования АИИС система телемеханики должна иметь возможность дублирования функций АИИС с незначительным снижением дискретизации во время сбора коммерческих профилей до момента восстановления работоспособности АИИС. (Резервирование функциональности АИИС посредством интеграции с системой телеизмерений) – выполнение пунктов ПН27-ПНЗО регламента 11.1. НП «АТС».4.6. Программный комплекс верхнего уровня должен осуществлять автоматическое представление информации в НП «АТС» (в ИАСУ КУ, в Департамент сбора данных коммерческого учета в формате XML с электронной подписью), в вышестоящую организацию заказчика и в другие организации, чьи интересы затрагивают данные АИИС КУЭ (в согласованном на этапе ТЗ формате и объеме), в ______ РДУ (в согласованном на этапе ТЗ формате и объеме), в РСК ___________(в согласованном на этапе ТЗ формате и объеме), в другие организации (в согласованном на этапе ТЗ формате и объеме).4.7. ТЗ и технорабочий проект должны быть согласованы теми же организациями, что и в п. 4.6.4.8. ТЗ и рабочий проект должны пройти экспертизу в НП «АТС».4.9. Техническая документация и программо-аппаратные средства должны обеспечивать максимально возможный класс качества АИИС. Перечень необязательных требований к АИИС, подлежащих реализации, дополнительно согласовывается субъектом рынка.5. Цель модернизации систем телемеханики и связи Целями модернизации систем телемеханики и связи субъекта рынка являются:5.1. Создание автоматизированной системы оперативного управления электрическими режимами, удовлетворяющими требованиям СО и действующих нормативных технических документов.5.2. Выполнение в полном объеме требований Регламента.6. Требования к объемам услуг и поставок по системам телемеханики и связи (ТМиС) 6.1. Программно-технический комплекс ТМиС должен быть разработан, смонтирован и подвергнут испытаниям на соответствие требованиям Регламента, СО и требованиям других действующих нормативных документов.6.2. Интеграцию данных АИИС КУ и существующей системы КУ, телеизмерений, их взаимный контроль достоверности для определения балансовых показателей и составление системы балансов, их допустимых и фактических неопределенностей следует организовать на уровне отдельного сервера (см. п.3.2).6.3. Для системы ТИ и ТС предусмотреть контроль достоверности с использованием всех имеющихся информационных средств (ТИ по ТС и наоборот, по уставкам, по скорости изменения параметров, по данным АИИС КУ).7. Требования к техническим решениям по ТМиС 7.1. В ТМиС следует применять только цифровые датчики ТИ. Предпочтения отдавать многофункциональным цифровым преобразователям.7.2. Контроллеры ПК, ПУ, сервер и программное обеспечение верхнего уровня выбирается Подрядчиком и согласовывается субъектом рынка, при этом должен по возможности соблюдаться принцип унификации с аппаратной базой АИИС.7.3. При создании системы связи предусмотреть решения, принятые ранее при развитии аналогичных систем на территории расположения субъекта рынка.Подписи.

Приложение 2

ПЕРЕЧЕНЬ ОБОРУДОВАНИЯ, подлежащего техническому обслуживанию

на ОАО «________________ГРЭС» в 200_ году

(пример)

Операторы коммерческого учета на рынках электроэнергии. Технология и организация деятельности Приложение 2.

Операторы коммерческого учета на рынках электроэнергии. Технология и организация деятельности Приложение 2.

Приложение 3

ГРАФИК ПРОВЕДЕНИЯ РАБОТ,

составляющих сервисное обслуживание АИИС КУЭ

Операторы коммерческого учета на рынках электроэнергии. Технология и организация деятельности Приложение 3.

Операторы коммерческого учета на рынках электроэнергии. Технология и организация деятельности Приложение 3.

Операторы коммерческого учета на рынках электроэнергии. Технология и организация деятельности Приложение 3.

Операторы коммерческого учета на рынках электроэнергии. Технология и организация деятельности Приложение 3.

Операторы коммерческого учета на рынках электроэнергии. Технология и организация деятельности Приложение 3.

Приложение 4

Операторы коммерческого учета на рынках электроэнергии. Технология и организация деятельности Приложение 4.

ТЕХНИЧЕСКОЕ ЗАДАНИЕ на выполнение работы по сервисному обслуживанию АИИС КУЭ ОАО «_______________________ГРЭС» в 200_ г.

I. Общие требования 1. Требования к месту выполнения работ.Работу по сервисному обслуживанию АИИС КУЭ проводить на объектах ОАО «__________ГРЭС».2. Срок выполнения работы с 01.01.06 г. до 31.12.06 г.3. Требования к применяемым стандартам, СНиП и прочим правилам.3.1. Работы выполнять в соответствии с:«Межотраслевыми правилами по охране труда (правилами безопасности) при эксплуатации электроустановок» ПОТ РМ 016-2001, РД 153-34.0-03.150-00;нормативными документами по эксплуатации АИИС КУЭ.4. Требования к организации работ.4.1. Выполнение работ проводить с обязательным оформлением наряда-допуска или распоряжения.4.2. Обеспечение приборами и оснасткой производится подрядчиком самостоятельно.5. Требования к соблюдению при проведении работ следующих правил:5.1. «Правил пожарной безопасности для энергетических предприятий» РД 153-34.0-03.301-00 (ВППБ 01–02–95);5.2. «Межотраслевых правил по охране труда (правил безопасности) при эксплуатации электроустановок» ПОТ РМ-016-2001, РД15З-34.0-03.150-00.6. Требования к подрядчику, выполняющему работы в электроэнергетической отрасли как на опасном производственном объекте:6.1. Подрядчик должен иметь необходимые разрешения «Ростех-надзора» на право выполнения работ в электроэнергетике как на объекте повышенной опасности (ОПО).6.2. Подрядчик должен иметь обученный и аттестованный персонал, допущенный к работам на ОПО.6.3. Персонал подрядчика должен быть аттестован по следующим правилам:а) «Межотраслевым правилам по охране труда (правилам безопасности) при эксплуатации электроустановок» ПОТ РМ-016-2001, РД15З-34.0-03.150-00;б) «Правилам пожарной безопасности для энергетических предприятий» РД 153-34.0-03.301-00 (ВППБ 01–02–95).6.4. Персонал подрядчика должен иметь квалификационные удостоверения согласно требованиям «Правил организации работ с персоналом на предприятиях и учреждениях энергетического производства ПОРП (РД 34.12.102-94).II. Требования к выполнению работы 1. Требования к видам выполняемых работ.1.1. Гарантийный срок на выполненные работы должен быть не менее 12 месяцев с момента подписания Заказчиком акта приемки выполненных работ.2. Требования к объемам выполняемых работ.2.1. Выполнить техническое обслуживание оборудования. Полный перечень оборудования приведен в приложении.2.2. Объем работ включает в себя:планово-предупредительные работы по сервисному обеспечению АИИС КУЭ;ремонтно-восстановительные работы по сервисному обеспечению АИИС КУЭ;профилактические работы по сервисному обеспечению АИИС КУЭ;консультирование по работе с АИИС КУЭ.2.3. Подрядчик обязан предоставить сметный расчет стоимости работ выполненных согласно графику (см. прил. 2).3. Требования к последовательности выполнения работ, этапам работ.3.1. Персонал подрядчика выполняет работы по программе и графику (см. прил. 2), разработанным Заказчиком.4. Требования по оформлению необходимых разрешений и документов.4.1. По окончании выполнения каждого этапа работ стороны оформляют двусторонний Акт сдачи-приемки работ по установленной форме до 25 числа каждого месяца.4.2. Ежемесячно представлять технический отчет о выполнении планово-предупредительных работ до 25 числа следующего месяца.Приложение:1. Перечень оборудования, подлежащего техническому обслуживанию на ОАО «_ГРЭС» в 2006 г.2. График проведения работ, составляющих сервисное обеспечение АИИС КУЭ ОАО «_ГРЭС» в 200_г.

Приложение 5

ПРИМЕРНЫЙ ДЕТАЛЬНЫЙ ПЕРЕЧЕНЬ РАБОТ ОКУ [25]

Операторские услуги

1. Съем показаний приборов учета, контролирующих:

бытовой сектор;

юридических и приравненных к ним лиц; точки поставки по границе с ОРЭ; точки учета со смежными субъектами.

2. Занесение показаний приборов учета в информационную базу данных.

3. Представление данных по учету электроэнергии сетевой компании и иным заинтересованным лицам (в электронном виде или на бумажных носителях) на основании заключенных договоров.

4. Формирование отчетов и расчет объемов учтенной электроэнергии, передаваемой по сетям Заказчика, по группам потребителей:

бытовой сектор;

юридические и приравненные к ним лица; оптовые покупатели-перепродавцы.

5. Расчет объемов учтенной электроэнергии, переданной транзитом через сети Заказчика, и формирование отчета.

6. Расчет объемов недоучтенной электроэнергии, переданной по сетям Заказчика, и формирование отчета.

7. Формирование отчета об объемах выработки, потребления на собственные и хозяйственные нужды, а также потерь, отпуска с шин распределительных устройств и с шин генераторного напряжения электростанций.

8. Формирование отчета по межсистемным перетокам по уровням напряжения.

9. Формирование отчета о значениях активной и реактивной мощностей по всем присоединениям, подключенным к сетям сетевой компании.

10. Формирование отчета об объемах транзита мощности с подстанций 110 (220)/35 кВ в сеть 35 кВ, с подстанций 110 (220)/35 кВ в сеть 6-10 кВ, с подстанций 110 (220) кВ в сеть 6-10 кВ.

11. Представление аналитической информации о переданной энергии сетевой компании и иным заинтересованным лицам (в электронном виде или на бумажных носителях) на основании договоров.

12. Формирование отчета о распределении электроэнергии по сетям сетевой компании:

на уровне ее подразделений; по компании в целом.

13. Составление схем узловых балансов электроэнергии у потребителей, расчет узловых балансов.

14. Анализ отчетов о распределении электроэнергии по сетям сетевой компании:

на уровне ее подразделений; по компании в целом.

15. Анализ балансов электроэнергии по подстанциям, узлам для выявления хищений, отказов работы счетчиков. Формирование перечня подстанций и узлов, имеющих недопустимо высокие небалансы.

16. Расчет и представление фактических потерь электроэнергии (в абсолютных и относительных величинах) при ее передаче по сетям сетевой компании:

на уровне ее подразделений; по компании в целом.

17. Расчет потерь электроэнергии (в абсолютных и относительных величинах) при ее передаче по сетям потребителя (для внесения расчетных величин в договор по передаче электроэнергии и договоры энергоснабжения).

18. Анализ структуры отчетных потерь электроэнергии: технические потери, расход на собственные и хозяйственные нужды, коммерческие потери. Разработка и согласование плана технических мероприятий по снижению потерь.

19. Разработка и согласование планов мероприятий по снижению потерь электроэнергии. Формирование отчетов о выполнении мероприятий по снижению потерь.

20. Ежемесячный расчет плановых потерь электроэнергии (в абсолютных и относительных величинах) при ее передаче по сетям Заказчика.

Биллинговые услуги

21. Услуги по заключению договоров энергоснабжения (купли-продажи электроэнергии).

22. Формирование баз данных о реквизитах потребителей, приборах коммерческого и технического учета электроэнергии. Представление информации о потребителях из баз данных в необходимых формах.

23. Услуги по оформлению договоров и внесению изменений в договоры (услуг по передаче электроэнергии, энергоснабжения) и приложений к ним: акты разграничения балансовой принадлежности, договорные объемы потребления, перечень мест установки приборов расчетного учета. Услуги могут разбиваться по категориям:

юридические и приравненные к ним лица; физические лица;

оптовые покупатели-перепродавцы; иные смежные субъекты.

24. Услуги по оформлению и доставке платежных документов для финансовых расчетов по обязательствам и требованиям. Услуги могут разбиваться по категориям:

юридические лица; физические лица;

оптовые покупатели-перепродавцы; иные смежные субъекты.

25. Исполнение заявок заказчика на отключение и подключение электроустановок потребителей. В зависимости от удаленности объекта от места дислокации ближайшего подразделения РОКУ применяется тот или иной повышающий коэффициент. Услуги могут разбиваться по категориям:

юридические и приравненные к ним лица; физические лица (бытовые потребители).

Услуги по организации технического компонента системы коммерческого учета

26. Выдача технических требований к техническим средствам коммерческого учета электроэнергии при заключении договоров (технологического присоединения, услуг по транспорту электроэнергии, энергоснабжения и др.).

27. Подготовка технических требований к техническим средствам коммерческого учета электроэнергии при заключении договоров купли-продажи, энергоснабжения. Услуги в зависимости от их объема могут разбиваться по следующим категориям потребителей и присоединенной мощности.

Физические лица:

до 10 кВт (время работы 1,5 ч);

от 10 кВт до 50 кВт (время работы 4 ч). Юридические лица:

до 10 кВт (время работы 4 ч);

от 10 кВт до 50 кВт (время работы 5 ч);

от 50 кВт до 100 кВт (время работы 5,5 ч); от 100 кВт до 500 кВт (время работы 6 ч); от 500 кВт до 1000 кВт (время работы 8 ч); от 1000 кВт и выше (время работы 18 ч).

28. Подготовка технических требований к техническим средствам коммерческого учета электроэнергии по договорам технологического присоединения и при реконструкции (модернизации) этих технических средств.

29. Проектирование технического компонента системы коммерческого учета. Услуги могут разбиваться по категориям в зависимости от уровня номинального напряжения точки поставки:

НН (0,4 кВ); СН-2 (6-10 кВ);

СН-1 (35 кВ);

ВН (110 кВ и выше).

30. Экспертиза проектной документации на организацию технического компонента системы коммерческого учета электроэнергии.

31. Разработка технического задания на организацию технического компонента системы коммерческого учета электроэнергии.

32. Сбор информации для разработки технической документации.

33. Разработка схем внешнего электроснабжения субъектов рынка.

34. Заполнение опросных листов по состоянию коммерческого учета электроэнергии в соответствии с требованиями НП «АТС».

35. Разработка предложений по совершенствованию системы коммерческого учета.

36. Обследование и выдача технических требований к реконструкции распределительных устройств в части установки технических средств коммерческого учета.

37. Разработка и оформление электрических схем с режимными параметрами.

38. Контроль состояния технических средств учета.

39. Проверка и согласование схемы электроснабжения и технического компонента коммерческого учета при приемке их во временную или постоянную эксплуатацию. Услуги могут разбиваться по категориям:

юридические лица; физические лица.

40. Проверка состояния технических средств коммерческого учета у потребителей. Выдача предписаний по ликвидации нарушений требований нормативных документов и иных обязательных требований.

41. Участие в приемке электроустановок во временную и постоянную эксплуатацию с точки зрения соблюдения технических требований к техническим средствам коммерческого учета.

42. Проверка выполнения предписаний требований по организации технического компонента системы коммерческого учета.

43. Приемка технического компонента системы коммерческого учета после изменений в первичной и вторичной схемах электрических соединений (в случаях замены ТТ, ТН, счетчиков, нарушения целостности средств визуального контроля и т. д.).

44. Осуществление мероприятий по организации контроля балансов электроэнергии в различных участках электрической сети.

45. Проведение внеплановых проверок соблюдения правил технологического присоединения электроустановок субъектов рынка к электрической сети сетевой организации.

46. Составление актов аварийной и (или) технологической брони. Услуги могут разбиваться по категориям в соответствии с присоединенной мощностью предприятия:

до 750 кВ-А; от 750 до 10 000 кВ-А; от 10 000 до 30 000 кВ-А; от 30 000 до 60 000 кВ-А; от 60 000 до 100 000 кВ-А; от 100 000 до 150 000 кВ-А; от 150 000 до 200 000 кВ-А;

от 200 000 до 250 000 кВ-А; свыше 250 000 кВ-А.

47. Замеры электрической мощности предприятий в установленные часы максимума нагрузок (энергосистемы, объединенной энергосистемы, ЕЭС России). В зависимости от удаленности объекта от места дислокации ближайшего подразделения ОКУ применяется повышающий коэффициент.

48. Формирование графиков поверки счетчиков электроэнергии и измерительных трансформаторов.

49. Проверка работоспособности счетчиков электроэнергии. Услуги могут разбиваться по категориям:

проверка однофазного счетчика;

проверка трехфазного счетчика прямого включения;

проверка трехфазного счетчика трансформаторного включения в электроустановках напряжением до 1000 В;

проверка трехфазного счетчика трансформаторного включения в электроустановках напряжением выше 1000 В.

50. Установка и замена технических средств учета. Услуги могут разбиваться по категориям:

монтаж однофазного счетчика; демонтаж однофазного счетчика; монтаж трехфазного счетчика; демонтаж трехфазного; монтаж трансформатора тока напряжением:

0,4 кВ;

6-10 кВ;

35 кВ;

110 кВ и выше; демонтаж трансформатора тока напряжением:

0, кВ;

6-10 кВ;

35 кВ;

110 кВ и выше.

51. Монтаж щита коммерческого учета весом до 6 кг.

52. Демонтаж щита коммерческого учета весом до 6 кг.

53. Монтаж провода длиной 1 м для подключения однофазного счетчика.

54. Монтаж провода длиной 1 м для подключения трехфазного счетчика.

55. Осуществление мероприятий, препятствующих несанкционированному доступу к цепям счетчика: пломбирование.

56. То же: установка клеммной крышки на прибор учета (с учетом стоимости крышки).

57. Программирование микропроцессорного счетчика в местах установки. Услуги могут разбиваться по категориям:

однофазный счетчик; трехфазный счетчик.

Обслуживание измерительных комплексов

58. Обследование измерительных комплексов коммерческого учета перед вводом во временную или постоянную эксплуатацию.

59. Ревизия измерительных комплексов коммерческого учета в местах установки. Услуги могут разбиваться по категориям в зависимости от номинального напряжения электроустановки:

6-10 кВ;

35 кВ;

110 кВ и выше.

60. Комплексная проверка измерительных комплексов с выдачей свидетельств о поверке, паспортов-протоколов измерительных комплексов установленной формы, актов ревизии и маркирования (на местах эксплуатации). Услуги могут разбиваться по категориям в зависимости от номинального напряжения электроустановки:

0,4 кВ; 6-10 кВ;

35 кВ;

110 кВ и выше.

61. Проверка метрологических характеристик измерительных трансформаторов 6-10 кВ в лабораторных условиях.

62. Проверка метрологических характеристик измерительных трансформаторов тока в местах эксплуатации. Услуги могут разбиваться по категориям в зависимости от номинального напряжения электроустановки:

6-10 кВ;

35 кВ;

110 кВ и выше.

63. Проверка метрологических характеристик измерительных трансформаторов напряжения в местах эксплуатации. Услуги могут разбиваться по категориям в зависимости от номинального напряжения электроустановки:

6-10 кВ;

35 кВ;

110 кВ и выше.

Выполнение организационных мероприятий по допуску в электроустановку и сборка испытательной схемы для проверки технических средств коммерческого учета. Услуги могут разбиваться по категориям в зависимости от номинального напряжения электроустановки: 6-10 кВ;

35 кВ;

110 кВ и выше.

64. Замеры во вторичных цепях трансформаторов тока и напряжения.

65. Измерение нагрузки во вторичных цепях трансформаторов тока. Услуги могут разбиваться по категориям в зависимости от номинального напряжения электроустановки:

6-10 кВ;

35 кВ;

110 кВ и выше.

66. Измерение нагрузки во вторичных цепях трансформаторов напряжения. Услуги могут разбиваться по категориям в зависимости от номинального напряжения электроустановки:

6-10 кВ;

35 кВ;

110 кВ и выше.

67. Измерение потери напряжения в цепи «трансформатор напряжения – счетчик», контроль целостности измерительной цепи напряжения. Услуги могут разбиваться по категориям в зависимости от номинального напряжения электроустановки:

6-10 кВ;

35 кВ;

110 кВ и выше.

68. Снятие векторной диаграммы, ее анализ и графическое оформление.

69. Мероприятия по обеспечению защиты технических средств учета от несанкционированного доступа: пломбирование и маркирование специальными знаками визуального контроля. Услуги могут разбиваться по категориям в зависимости от номинального напряжения электроустановки:

0,4 кВ; 6-10 кВ;

35 кВ;

110 кВ и выше.

70. Составление и оформление паспорта-протокола на измерительные комплексы коммерческого учета в сетях 6-110 кВ.

71. Проведение измерений с целью определения причин небаланса мощности и (или) электроэнергии в узлах и на подстанциях 0,4-110 кВ.

72. Определение действительной погрешности счетчика в месте его установки с помощью портативных эталонных счетчиков.

73. Контроль работоспособности измерительного комплекса коммерческого учета.

Ремонт и техническое обслуживание счетчиков электроэнергии в лабораториях

74. Регулировка и поверка однофазного индукционного счетчика.

75. Регулировка и поверка трехфазного индукционного счетчика.

76. Программирование однофазного микропроцессорного счетчика.

77. Программирование трехфазного микропроцессорного счетчика.

78. Проверка данных программирования однофазного микропроцессорного счетчика.

79. Проверка данных программирования трехфазного микропроцессорного счетчика.

80. Ремонт однофазного индукционного счетчика.

81. Ремонт трехфазного индукционного счетчика.

82. Ремонт и поверка электронных счетчиков.

83. Ремонт и поверка микропроцессорных счетчиков.

84. Снятие диагностической информации с микропроцессорного счетчика, ее обработка и оформление отчета.

85. Проверка работоспособности однофазного индукционного счетчика с выдачей подтверждающего документа «Свидетельство о поверке» или «Акт о непригодности».

86. Проверка работоспособности трехфазного индукционного счетчика с выдачей подтверждающего документа «Свидетельство о поверке» или «Акт о непригодности».

87. Проверка работоспособности однофазного электронного или микропроцессорного счетчика с выдачей подтверждающего документа «Свидетельство о поверке» или «Акт о непригодности».

88. Проверка работоспособности трехфазного электронного или микропроцессорного счетчика с выдачей подтверждающего документа «Свидетельство о поверке» или «Акт о непригодности».

Эксплуатация АИИС КУЭ

89. Техническое обслуживание АИИС КУЭ.

90. Формирование отчетов о перетоках электроэнергии в заданной форме.

91. Сбор информации с заданной дискретностью по времени.

92. Формирование отчетных форм с заданной дискретностью по времени.

93. Коррекция показаний счетчиков в базе данных верхнего уровня АИИС КУЭ.

94. Подготовка и проведение периодической поверки АИИС КУЭ.

95. Восстановление утерянной (по любой причине) измерительной информации АИИС КУЭ с оформлением и согласованием акта.

96. Выявление, анализ и устранение отказов и нарушений в работе АИИС КУЭ.

97. Разработка рекомендаций по повышению надежности АИИС КУЭ.

98. Участие в ремонте АИИС КУЭ.

99. Контроль функционирования технических средств учета электроэнергии у потребителя.

100. Дистанционный опрос счетчиков, входящих в АИИС КУЭ смежных по отношению к заказчику субъектов рынка.

101. Восстановление связи с контроллерами АИИС КУЭ с выездом в электроустановку.

102. Программирование контроллеров сбора информации (УСПД).

103. Установка специализированного программного обеспечения при ремонте АИИС КУЭ.

104. Настройка модема с подбором параметров передачи.

105. Комплексное техническое обслуживание АИИС КУЭ.

106. Разработка перспективных планов автоматизации коммерческого учета и внедрения АИИС КУЭ.

Контроль показателей качества электронергии (ПКЭ)

107. Контроль ПКЭ с выдачей заключения и рекомендаций по приведению их значений в соответствие с договором и требованиями ГОСТ 113109-97.

108. Расчет потерь напряжения и допустимых диапазонов значений ПКЭ в контрольных точках электрических сетей сетевой компании.

Прочие услуги

109. Разработка графиков ограничения и отключения потребителей в соответствии с требованиями нормативных документов.

110. Направление извещений потребителям об участии в графиках ограничения и отключения, в т. ч. об участии в автоматической частотной разгрузке (АЧР).

111. Выполнение мероприятий по измерению электроэнергии (мощности) в рамках проведения летнего и зимнего дней контрольных замеров (ДКЗ). Обработка и формирование отчетов по материалам измерений в ДКЗ.

112. Формирование отчетов об объемах отпуска электроэнергии потребителям с разбивкой по отраслям народного хозяйства и группам потребителей, включая разбивку также и по уровням напряжения.

113. Проведение обучающих семинаров с работниками субъектов рынка по тематике коммерческого учета электроэнергии и технических средств учета.

114. Проверка схемы АЧР, обследование схемы АЧР.

Приложение 6

ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЭФФЕКТИВНОСТЬ СИСТЕМ КОММЕРЧЕСКОГО УЧЕТА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ С ТОЧКИ ЗРЕНИЯ ИХ ИНФОРМАЦИОННЫХ СВОЙСТВ

При создании и эксплуатации измерительных систем (ИС), в том числе и автоматизированных, для целей коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) специалисты и менеджеры потребителей сталкиваются с необходимостью различного рода финансовых оценок этих систем. Экономические и управленческие реалии в коммерческих компаниях в настоящее время таковы, что любые инвестиции, независимо от их целей, требуют если не строгих, то хотя бы правдоподобных обоснований, базирующихся на финансовых потоках. В подавляющем большинстве случаев так называемый «экономический эффект» АИИС КУЭ для потребителя оптового рынка рассчитывается очень просто: сравниваются денежные потоки за покупку электроэнергии на розничном рынке (с учетом перекрестного субсидирования) и на оптовом рынке, куда его допустят только в случае получения сертификата соответствия требованиям НП «АТС». Здесь, конечно, решающую роль играет часть высвободившихся средств, которая достается потребителю, а она уже зависит не от объективных обстоятельств, а от достигнутых договоренностей. Однако в рамках такого подхода остается открытым вопрос о расчете эффекта от внедрения АИИС КУЭ генерирующих компаний.

Не вызывает сомнений, что обоснование инвестиций в АИИС КУЭ и, в общем случае, в создание технических средств любых систем учета электроэнергии представляет собой сложную задачу, с точки зрения как экономической, так и операционной логики. Эта логика различна при установке простого счетчика на «безучетном» присоединении, при создании АИИС КУЭ оптового или розничного рынка, при модернизации измерительных систем и т. д.

При этом часто забывают об основополагающих принципах планирования инвестиций, согласно которым, во-первых, каждая фирма устанавливает для себя самостоятельно приемлемый уровень рентабельности капиталовложений, а во-вторых, этот уровень должен быть дифференцирован в зависимости от видов (классов) капиталовложений. В специальной литературе по экономическим оценкам инвестиций часто приводится классификация, разработанная шведским ученым Яакко Хонко [1] и устанавливающая следующие виды капиталовложений в зависимости от их цели:

1) вынужденные капиталовложения;

2) сохранение позиций на рынке;

3) обновление основных производственных фондов;

4) экономия затрат;

5) увеличение доходов;

6) «рисковые» капиталовложения.

Под последними понимаются капиталовложения с повышенными уровнями рисков. Хотя по каждой вышеприведенной категории и разработаны определенные рекомендации (например, для категории 2 норма прибыли должна составлять 6 %, для категории 3 – 12 %, для категории 4 – 15 %, для категории 5 – 20 %, для категории 6 – 25 %), общими и неоспоримыми закономерностями являются:

отсутствие требований к норме прибыли вынужденных капиталовложений, к которым относятся капиталовложения, направленные на обеспечение уровня техники безопасности производства или сохранение окружающей среды в соответствии с обязательными государственными, отраслевыми или корпоративными нормами;

увеличение необходимой прибыли, начиная от категории 2 до категории 6.

Итак, договоримся сначала об основополагающих принципах и терминах. Если речь в публичном пространстве идет об эффекте с прилагательным «экономический», то при его определении следует иметь дело с традиционными экономическими категориями, которые оперируют объективными рыночными механизмами. Здесь нельзя принимать во внимание различные субъективные обстоятельства, такие как: снятие премий за невыполнение приказов, штрафы со стороны надзорных органов, явные или скрытые взятки и т. д. Для таких легальных или полулегальных ситуаций следует ввести другое понятие – например, «операционный эффект» или «функциональный эффект».

Прежде чем рассматривать конкретные методы обоснования капиталовложений в любую сферу деятельности, необходимо определить их цель и соотнести с известными нормативными или общепринятыми представлениями об их эффективности. Здесь возможны два подхода.

1. Учитывая общую теорию инвестиций, создание АИИС КУЭ оптового рынка с точки зрения экономики и рассматриваемой классификации, безусловно, нельзя отнести ни к категории 5 (получаемые доходы – не рыночного характера в строгом понимании этого термина), ни к категории 3, которая имеет в виду производственные фонды по выпуску продукции. К данному объекту не подходят также определения пп. 2, 4, 6.

По своей природе анализируемые инвестиции могут быть классифицированы только по категории 1 – «Вынужденные капиталовложения», обоснования которых не носят финансового характера. Действительно, в нормативных правовых документах и в договоре о присоединении к торговой системе оптового рынка упоминается об обязательности наличия АИИС КУЭ (соответствующей требованиям НП «АТС») для участников обращения электроэнергии – потребителей и поставщиков. Невыполнение данного требования декларируется как повод для постановки вопроса об исключении соответствующего юридического лица из числа участников оптового рынка. Здесь мы не рассматриваем различные случаи отступления от нормативных и договорных требований, обусловленные «неформальными отношениями» с НП «АТС» и использованием «административного ресурса».

Таким образом, компания вправе обосновывать инвестиции в создание АИИС КУЭ только необходимостью участия в оптовом рынке электроэнергии без приведения потоков поступления денежных средств от ее применения. Принять или не принять такое обоснование – прерогатива менеджмента компании.

2. Второй подход, который и рассматривается в настоящем Приложении, предлагается основывать на теории рисков. Риск, как он трактуется в современной теории и практике управления, – это категория принципиально вещественная и поддающаяся финансовой оценке. Поэтому нет теоретических препятствий для принятия его в качестве фактора обоснования инвестиций, в т. ч. и в ИС.

Рассмотрим этот подход более подробно. При употреблении термина «риск события», «риск аварии», «риск убытков» и т. п. подразумевается, что он означает произведение вероятности события на величину его последствия, выраженную в общих единицах: рублях, количестве травмированных работников и т. п.

Для конкретизации практического применения теории рисков необходимо оценить детерминистскую и вероятностную составляющие риска в данной предметной области, а также его стоимость, определяемую как рыночными, так и внерыночными факторами.

Например, при рассмотрении аварийности на опасных производственных объектах детерминистская составляющая риска имеет единичную вероятность, но если воздействие вызывает появление вредных выбросов ниже предельно допустимых концентраций, то стоимость их последствий можно принять равной нулю. Проблемы возникают при расчете вероятностной составляющей, когда необходимо знать как вероятность возможных аварий, так и величину их последствий.

Чаще всего последствия неблагоприятного, рискоопасного, события выражают величиной ущерба У в стоимостном выражении. Если вероятность события обозначим РН.С, то риск R можно выразить как.

R = РН.С У. (1)

Предлагается ввести в обиход новые понятия – «риск неопределенности результата измерения», или «риск неопределенности коммерческого учета». Эти понятия органично вытекают из вероятностного характера измерений, характеризующихся той или иной функцией распределения вероятности под влиянием случайных и неисключенных систематических погрешностей. Для их практического применения необходимо определить: в чем состоит событие, вероятность события и стоимость его последствий, т. е. вероятность неопределенности и ее денежное выражение.

При выполнении измерения событие состоит в получении показания прибора (математического ожидания) и его погрешности (неопределенности). Причем для прямых однократных измерений, к которым относится измерение приращения электроэнергии, неопределенность полностью устанавливается показанием прибора при заданной погрешности ± А и ее доверительной вероятности. Погрешность в общем случае приводится в методике выполнения измерений (МВИ).

Таким образом, рискоопасное событие – это неопределенность результата измерения, его вероятность – доверительная вероятность границ неисключенных систематических погрешностей Р Д (обычно – 0,95). Чем больше неопределенность, тем больше риск при той же самой вероятности. Однако здесь доверительная вероятность и интервал неопределенности связаны однозначной зависимостью, поэтому имеются отличия от общепринятого понимания риска, как «вероятности, умноженной на ущерб».

За натуральный показатель риска было бы логично взять отрезок (или часть отрезка) числовой оси между границами погрешностей 2А, выраженный в единицах физических величин, в рассматриваемом случае – в кВтч (МВт-ч).

С физической точки зрения риск неопределенности результата измерения состоит в возможности получении «самого плохого» значения измеряемой величины, принимаемой к учету, относительно ее истинного значения, которое оказывает негативное влияние на финансовый результат субъекта измерений. Если в качестве учетной информации принимается, как в случае коммерческого учета электроэнергии, середина интервала неопределенности 2Д (при равномерном законе распределения), т. е. показание прибора А, то максимальный риск связан со значением Д. С точки зрения измерений для целей коммерческого учета электроэнергии, последствия риска следует оценивать ее стоимостью, соответствующей объему риска в натуральном выражении, а именно произведением неопределенности на складывающуюся цену электроэнергии ЦЭ:

R = Р Д ⋅ Δ ⋅ ЦЭ. (2) Принимая во внимание упомянутые особенности оценки риска неопределенности, представляется логичным не учитывать доверительную вероятность погрешностей измерений и записывать формулу (2) в видеR = Δ ⋅ ЦЭ. (3)Установка технических средств измерений для целей коммерческого учета электроэнергии или их модернизация с точки зрения повышения класса точности представляет собой мероприятия по уменьшению риска неопределенности результата измерений. Пусть границы погрешности при этом уменьшатся с Δ1 до Δ2. Тогда, очевидно, экономический эффект можно определить какЭ = R 1 – R 2 = (Δ1 – Δ2) ЦЭ.

Как известно [2], законы распределения вероятностей погрешностей в различных измерительных устройствах весьма разнообразны. Это разнообразие создает основную трудность определения эффективного значения погрешности, которое однозначно характеризовало бы абсолютную величину интервала неопределенности значения физической величины, остающуюся после данного показания А. Определенность не вносится даже при задании доверительной вероятности, т. к. произвольное значение интервала 2 Д, исходя из максимальной или среднеквадратичной погрешности, просто заменяется произвольным назначением доверительной вероятности. Подход к решению данного вопроса был заложен К. Шенноном в его информационной теории [3]. Согласно ей количество информации, получаемое в результате любого сообщения (включая измерение), равно убыли неопределенности, или энтропии q = Н (Х) – Н (Х / А), (4)т. е. разности энтропий до и после получения сообщения (выполнения измерения). Причем исходная неопределенность, т. е. безусловная энтропия Н(Х), зависит только от распределения вероятности различных значений измеряемой величины (сообщений) и не зависит от распределения вероятности погрешности. Напротив, неопределенность, остающаяся после выполнения измерения (получения результата – сообщения), т. е. условная энтропия Н(Х/А), равна энтропии распределения вероятностей погрешностей [2].Энтропия представляет собой своеобразный момент случайной величины с известной плотностью вероятности р(х) или математическое ожидание логарифма этой плотности вероятности. Если принять в качестве основания логарифма число е, то она имеет вид.

Операторы коммерческого учета на рынках электроэнергии. Технология и организация деятельности Приложение 6.Для целей подсчета информации в битах в (5) используется двоичный логарифм.На основании вышеприведенных соображений рядом авторов, например [2], делается вывод о целесообразности введения единого – информационного – подхода к любому закону распределения погрешности. Вводится понятие энтропийного значения погрешности. Под ним понимается значение погрешности с равномерным законом распределения, которое вносит такое же дезинформирующее действие, что и погрешность с данным законом распределения вероятностей.Если погрешность с произвольным законом распределения вероятности имеет энтропию Н(Х/А) , то эффективный интервал неопределенности 2Δ вне зависимости от вида закона распределения будет равен2Δ = exp Н (Х / А), а энтропийное значение погрешности, определяемое как половина интервала неопределенности, будет равноΔ = ± 1/2 exp Н (Х / А), что позволяет однозначно определить риск коммерческого учета по выражению (3).Зависимость между энтропийным и среднеквадратичным значением погрешности S может быть представлена какΔ = К σ,где коэффициент К подобен коэффициенту формы, связывающему действующее и среднее значение электрического тока [2].Коэффициент К зависит от вида закона распределения вероятностей погрешности и называется энтропийным коэффициентом данного закона. Наибольшей энтропией при заданной мощности помехи из всех возможных в природе законов распределения вероятностей обладает нормальное распределение. Поэтому оно имеет наибольший, предельно возможный, энтропийный коэффициент [2], равный.

Операторы коммерческого учета на рынках электроэнергии. Технология и организация деятельности Приложение 6.Энтропийный коэффициент равномерного распределения, характерного для погрешностей измерения приращения электроэнергии, имеет значение.

Операторы коммерческого учета на рынках электроэнергии. Технология и организация деятельности Приложение 6.Получение любой информации, в т. ч. и измерительной, теория информации трактует как устранение некоторой части неопределенности, а количество информации получается как разность неопределенности ситуаций до и после получения данного сообщения (результата измерения).Хорошо известен пример оценки количества информации при равномерном законе распределения вероятности погрешностей [2]. Пусть априорно известно, что истинное значение подлежащей измерению физической величины лежит в диапазоне ( X1, X2 ). Тогда плотность вероятности имеет вид.

Операторы коммерческого учета на рынках электроэнергии. Технология и организация деятельности Приложение 6.После выполнения измерений получено показание прибора А с погрешностью ± Δ. При этом интервал неопределенности сократился до 2Δ, а плотность распределения стала равной.

Операторы коммерческого учета на рынках электроэнергии. Технология и организация деятельности Приложение 6.Тогда из (4) и (5) следует, что количество полученной при измерении информации выглядит как.

Операторы коммерческого учета на рынках электроэнергии. Технология и организация деятельности Приложение 6.Возвращаясь к оценкам рисков с учетом выводов информационной теории измерений, можно сделать следующие заключения.1. Риск неопределенности априорной оценки (до выполнения измерения) по своей сути и последствиям принципиально не отличается от риска неопределенности результата измерения.2. Риск неопределенности результата измерения целесообразно определять по энтропийному значению погрешности, являющемуся единой мерой дезинформации при любых законах распределения погрешностей.3. На практике при оценке неопределенности измерений для целей коммерческого учета в качестве интервала неопределенности можно брать границы неисключенных систематических погрешностей, которые приводятся в МВИ.

Пример 1 У бытового потребителя стоял счетчик класса точности 2,0. Потребитель установил новый счетчик класса точности 1,0. Месячное потребление постоянно и равно 300 кВтч. Тариф на электроэнергию равен 1,84 руб./кВт-ч (Москва). Какой эффект получит потребитель от снижения рисков неопределенности результатов измерений при замене счетчика?Рискоопасные интервалы неопределенности до и после замены счетчика составляютΔ1 = 300 ⋅ 0,02 = 6 кВт⋅ч, Δ2 = 300 ⋅ 0,01 = 3 кВт⋅ч,а соответствующие рискиR1 = 6 ⋅ 1,84 = 11,04 руб., R2 = 3 ⋅ 1,84 = 5,52 руб.Таким образом, ежемесячный эффект от замены счетчика при заданном потреблении с точки зрения уменьшения риска неопределенности результатов измерений составит:Э = 11,04 – 5,52 = 5,52 руб.Принимая, что средняя цена нового однофазного счетчика равна 600 руб., можно сделать вывод, что снижение риска при данных условиях окупится более чем за 9 лет.

Пример 2 Трехфазный потребитель потребляет в месяц 45 000 кВтч электроэнергии, которая измеряется ИС, имеющей приписанную в МВИ погрешность ±1,5 %. В результате модернизации ИС стала обладать погрешностью ±0,6 %. Определить ежемесячный эффект от снижения риска неопределенности результатов измерений, если тариф равен 0,8618 руб./кВт-ч («прочие потребители», Москва).Рискоопасные интервалы неопределенности до и после модернизации ИС составляютΔ1 = 45 000 ⋅ 0,015 = 675 кВт⋅ч, Δ2 = 45 000 ⋅ 0,006 = 270 кВт⋅ч,а соответствующие рискиR1 = 675 ⋅ 0,8618 = 581,7 руб., R2 = 270 ⋅ 0,8618 = 232,6 руб.Таким образом, ежемесячный эффект от замены счетчика при заданном потреблении с точки зрения уменьшения риска неопределенности результатов измерений составит:Э = 11,04 – 5,52 = 5,52 руб.Если модернизация состояла в установке нового микропроцессорного счетчика ценой 11 000 руб., то затраты окупятся за 2,6 года.Из приведенных примеров с простейшей (грубой) оценкой эффективности инвестиций в ИС видно, что, как и следовало ожидать, чем больше потребление, измеряемое ИС, тем выше эффективность ее установки (модернизации).Таким образом, данный инструмент может служить средством обоснования инвестиций для уменьшения риска неопределенности результатов измерений с вероятными негативными последствиями для субъекта рынка, заключающимися в возможности ущерба от переплаты (для потребителей) или недоплаты (для генерирующих компаний). При более чем одной группе точек поставки (ГТП) определение значения их общего интервала неопределенности А сводится к задаче суммирования погрешностей каждого измерительного канала, которая корректно решается также с применением информационного подхода [2].Достаточно часто эффект от внедрения АИИС КУЭ для электросетевой компании рассчитывают по «снижению потерь», приписывая потерям какую-то стоимость. Причем это снижение обусловлено тем, что уменьшается так называемое «безучетное потребление». Информационный подход и связанное с ним понятие риска неопределенности результата измерений могут быть распространены как на определение фактических потерь, так и на их планирование.Для реализации такого подхода следует прежде всего рассматривать расчетные и расчетно-инструментальные методы определения потерь как вид измерения, результат которого выражается не только одной цифрой («отсчетом», математическим ожиданием), но погрешностью, которая имеет в общем случае свой закон распределения и зависит при прочих равных условиях от точности используемых средств измерений.Тогда, обозначив риск неопределенности оценки потерь до ввода в эксплуатацию АИИС КУЭ как R 1(Δ W 1), а тот же риск неопределенности после получения данных АИИС КУЭ как R 2(Δ W 2), получим эффект в видеЭ = R 1(Δ W 1) – R 2(Δ W 2),где (Δ W 1), (Δ W 2) – рискоопасные интервалы неопределенности, соответственно, до и после внедрения АИИС КУЭ.Корректное определение (Δ W 1), (Δ W 2), а также их стоимости для коммерческих и технических потерь электроэнергии представляет собой отдельную сложную задачу, выходящую за рамки данной книги.

Выводы

1. Экономический эффект от внедрения или модернизации измерительных систем коммерческого (и технического) учета электроэнергии может быть корректно определен с помощью принципа уменьшения риска неопределенности результатов измерений.

2. Риск неопределенности результатов измерений следует оценивать путем применения информационной теории измерительных систем на основе эффективных энтропийных значений их погрешностей.

3. При учете потерь эффект от внедрения АИИС КУЭ необходимо определять, применяя теорию рисков результатов расчетов и трактуя их с общих позиций измерений, как результатов сужения интервалов неопределенности.

Список литературы

1.  Хонко Я. Планирование и контроль капиталовложений. – М.: Экономика, 1987.

2.  Новицкий П. В. Основы информационной теории измерительных устройств. – Л.: Энергия, 1968.

3.  Шеннон К. Работы по теории информации и кибернетике. – М.: Издательство иностранной литературы, 1963.

Принятые сокращения

АИИС КУЭ – Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии.

АО – Акционерное общество.

АРМ – Автоматизированное рабочее место.

АСДТУ – Автоматизированная система диспетчерского и технологического управления.

АСКУЭ – Автоматизированная система коммерческого учета электроэнергии.

АСКУЭР – Автоматизированная система контроля и учета энергоресурсов.

АТС – Администратор торговой системы.

АЭС – Атомная электростанция.

ГК – Генерирующая компания.

ГК РФ – Гражданский кодекс Российской Федерации.

ГП – Гарантирующий поставщик; Государственное предприятие.

ГОСТ – Государственный стандарт.

ГРЭС – Государственная районная электростанция;

в настоящее время – крупная тепловая электростанция.

ГТП – Группа точек поставки.

ГЭС – Гидравлическая электростанция.

ДЗО – Дочерние и зависимые общества.

ЕС – Европейский Союз.

ЕНЭС – Единая национальная (общероссийская) электрическая сеть.

ЕЭС – Единая энергетическая система.

ЖКХ Жилищно-коммунальное хозяйство.

ЗАО – Закрытое акционерное общество.

ИАСУ – Интегрированная автоматизированная система управления.

ИВК – Информационно-вычислительный комплекс.

ИИК – Информационно-измерительный комплекс.

ИИС – Информационно-измерительная система.

ИК – Измерительный канал.

ИНН – Идентификационный номер налогоплательщика.

ИС – Измерительная система.

КИС – Корпоративная информационная система.

КРЦ – Комплексный расчетный центр.

КС – Контроллер счетчиков.

КСН – Контроллер сети – накопитель.

КУ – Коммерческий учет.

МВИ – Методика выполнения измерений.

МЭС – Магистральная электрическая сеть.

НП – Независимое партнерство.

НСК – Независимая сетевая компания.

ОАО – Открытое акционерное общество.

ОГК – Объединенная генерирующая компания.

ОИУК – Оперативный информационно-управляющий комплекс.

ОКУ – Оператор коммерческого учета.

ООО – Общество с ограниченной ответственностью.

ОРУ – Открытое распределительное устройство.

ОРЭ – Оптовый рынок электрической энергии и мощности.

ПКИ – Поставщик коммерческой информации.

ПРР – Правила функционирования розничных рынков электрической энергии в переходный период реформирования электроэнергетики.

ПУЭ – Правила устройства электроустановок.

РАО – Российское акционерное общество.

РСК – Распределительная сетевая компания.

РДЦ – Расчетно-договорной центр.

РУ – Распределительное устройство.

РФ – Российская Федерация.

РЭК – Региональная энергетическая комиссия.

СКУ – Система коммерческого учета.

СНИ – Сменный носитель информации.

СО – Системный оператор.

ТГК – Территориальная генерирующая компания.

ТЗ – Техническое задание.

ТРП – Территориально рассредоточенный потребитель.

ТСЖ – Товарищество собственников жилья.

ТТ – Трансформатор тока.

ТЭЦ – Теплоэлектроцентраль.

УСПД – Устройство сбора и передачи данных.

ФАС – Федеральная антимонопольная служба.

ФЗ – Федеральный закон.

ФОРЭМ – Федеральный (общероссийский) оптовый рынок электрической энергии и мощности.

ФРС – Финансово-расчетная система.

ФСК – Федеральная сетевая компания.

ФСТ – Федеральная служба по тарифам.

ФЭК – Федеральная энергетическая комиссия.

ЦДР – Центр договоров и расчетов.

ЦДУ – Центральное диспетчерское управление.

ЦФР – Центр финансовых расчетов.

ЭКА – Электронная книжка абонента.

ЭКК – Электронная книжка контролера.

ЭС – Электрическая станция.

ЭСК – Энергосбытовая компания.

AMO – Association of Meter Operatos AMR – Automatic meter readingDNO – Distribution Network OperatorHH – Half-hourly metersIPO – Initial public offeringIT – Information technologyMIST – Metering inside Settlement TimescalesMMO – Master Meter OperatorMO – Meter operatorMOST – Metering outside Settlement Timescales.

Список литературы

1.  Сборник нормативных актов по реформированию и функционированию электроэнергетики Российской Федерации. – М., 2005.

2.  Осика Л. К. Коммерческий и технический учет электрической энергии на оптовом и розничных рынках. Теория и практические рекомендации. – СПб.: Политехника, 2006.

3.  Типовая инструкция по учету электроэнергии при ее производстве, передаче и распределении. РД 34.09.101-94 с изменением № 1. – М.: Издательство НЦ ЭНАС, 2004.

4.  Правила устройства электроустановок. – Шестое издание. – М.: Энергоатомиздат, 1985.

5.  ГОСТР 8.596-2002. Государственная система обеспечения единства измерений. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения. – М.: ИПК Издательство стандартов, 2002.

6.  Воротницкий В. Э. и др. Методы и средства выявления безучетного потребления электрической энергии при наличии приборов учета. – М.: ДиалогЭлектро, 2006.

7.  Воротницкий В. Э. Потери электроэнергии в электрических сетях. Ситуация в России. Зарубежный опыт анализа и снижения. – М.: Диалог Электро, 2006.

8.  Железко Ю. С. и др. Расчет, анализ и нормирование потерь электроэнергии в электрических сетях. Руководство для практических расчетов. – М.: Издательство НЦ ЭНАС, 2006.

9.  Красник В. В. 101 способ хищения электроэнергии. – М.: Издательство НЦ ЭНАС, 2006.

10.  Тубинис В. В. Структурные преобразования в энергетике России и проблемы совершенствования учета электроэнергии // Электро. № 1. 2003.

11.  Тубинис В. В. Создание автоматизированной системы учета и управления потреблением электроэнергии в Италии // Электро. № 4. 2004.

12.  Бондаренко А. Ф., Лисицын Н. В. и др. Зарубежные энергообъединения / под ред. В. А. Семенова – М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2001.

Примечания.

1.

В настоящее время его функции выполняет ОАО «СО – ЦДУ ЕЭС».

2.

НП «АТС».

3.

ОАО «ФСК ЕЭС».

4.

Имеется в виду немонопольная деятельность по предоставлению услуг, которая осуществляется сторонними (по отношению к владельцу энергообъекта) организациями.

5.

Напомним, что к потенциально монопольным видам деятельности относят распределение электроэнергии, услуги по оперативно-диспетчерскому управлению и услуги АТС. Принято, что потенциально конкурентными видами деятельности являются выработка электроэнергии и ее сбыт.

6.

Биллинг (от англ. bill – счет) – процесс определения стоимости услуг, реализующий функции:

установления размеров тарифных ставок;

определения тарификационных признаков объекта счетообложения; персонифицированного выставления счетов за пользование тарифицированными услугами.

7.

Федеральный оптовый рынок электроэнергии и мощности был введен с 1.07.1997 г. и действовал до вступления в силу постановления Правительства от 24.10.2003 г. № 643, т. е. до 1.11.2003 г.

8.

Прекратило свою деятельность с 1.01.2005 г. в связи со слиянием с НП «АТС»

9.

Центр финансовых расчетов – 100 %-ная дочерняя компания НП «АТС», занимающаяся расчетом обязательств и требований субъектов оптового рынка, выставлением счетов-требований и счетов-фактур, а также контролем прохождения платежей.

10.

Например, «Правилами функционирования розничных рынков электрической энергии в переходный период реформирования электроэнергетики».

11.

В настоящее время такой орган действующими нормативно-правовыми актами не предусмотрен.

12.

Согласно договору о присоединении к торговой системе – это «место в электрической сети, определяемое для каждого участника оптового рынка Системным оператором и Администратором торговой системы по согласованию с сетевыми компаниями и участником оптового рынка и используемое для определения и исполнения участниками оптового рынка обязательств по договорам купли-продажи электрической энергии и владельцев объектов электросетевого хозяйства по оплате потерь электрической энергии».

13.

Физическая «точка» на присоединении линии электропередачи к ОРУ, к которой подключен трансформатор тока (ТТ), входящий в измерительный канал (ИК), на выходе которого получается результат измерений электроэнергии (активной электроэнергии). По терминологии НП «АТС», данная точка называется точкой измерений.

14.

В данном случае – неаффилированными с сетевыми организациями или гарантирующими поставщиками.

15.

Аббревиатуры и термины в таблице соответствуют принятым в договоре о присоединении к торговой системе.

16.

Сделка – действие, направленное на установление, изменение или прекращение отношений юридических или физических лиц в той или иной сфере. Различают односторонние сделки: завещание, дарение, доверенность, акцепт и т. д. и многосторонние (двусторонние) сделки, оформляемые договором, контрактом.

17.

К ним можно отнести: замену элементов ИИК, ИВК, ИВКЭ; изменение схем подключения счетчиков; работы во вторичных измерительных цепях; модернизацию аппаратуры и программного обеспечения компонентов АИИС и т. п.

18.

Собрание законодательства РФ. 31.07.2006. № 31 (1 ч.). Ст. 3448.

19.

Такой же принцип используется сейчас и в системе коммерческого учета на оптовом рынке, когда каждый субъект самостоятельно оформляет «Акт оборота электроэнергии».

20.

Подобный подход, связанный с установкой общедомовых счетчиков, уже предлагается (например, ОАО «ФОСТЭН», Москва) для учета потребления горячей и холодной воды.

21.

Power Line Communications – передача информации по силовой электрической сети.

22.

Данный принцип реализуется взаимными подписями (возможно, электронными) под документом, регистрирующим по установленной форме значения перетоков электроэнергии по общим границам балансовой принадлежности смежных субъектов рынка. Этот документ для целей расчетов на оптовом рынке в настоящее время носит название «Акт учета перетоков».

23.

Отсутствие ограничений на количество ОКУ может привести к ситуации, когда субъекты рынка, расположенные на территории одного региона, будут иметь каждый своего ОКУ. В данном случае НП «АТС» придется взаимодействовать с достаточно большим количеством организаций, что может усложнить процесс информатизации его деятельности.

24.

Бывший Электроэнергетический пул Англии и Уэльса (Electricity Pool of England and Wales).

25.

Категории, на которые разбивается тот или иной вид услуг в таблице, приводятся по экспертным оценкам.

Осика Лев Константинович