Интервью с заместителем председателя правления по коммерческому учету НП "АТС" Алексеем Славинским
|
ЭР: Алексей Маркович, расскажите, какова на сегодняшний день ситуация на оптовом рынке с точки зрения организации системы измерений?
А. С.: Наступил период, когда те целевые функции, которые НП "АТС" возлагало на коммерческий учет и относящиеся к нему технические требования, становятся особенно актуальными, поскольку определилась модель оптового рынка электроэнергии. C точки зрения технических требований коммерческого учета эта модель имеет ряд особенностей:
1. В соответствии с существующей целевой моделью коммерческого учета оптового рынка электрической энергии все субъекты оптового рынка должны быть оснащены системами коммерческого учета, соответствующими техническим требованиям оптового рынка в отношении всех точек поставки.
2. Если следовать целевой модели коммерческого учета в отношении гарантирующих поставщиков (ГП), то возникают две проблемы.
Первая проблема связана с границей между ФСК и ГП. Организационная часть проблемы состоит в том, что в настоящее время зарегистрированы ГТП, относящиеся к границам бывших АО-энерго, а расчеты производятся по сечениям учета, т. е. сечениям ЕНЭС - РСК. Технологическая часть проблемы: эти сечения на данный период времени не полностью оснащены средствами коммерческого учета.
Вторая проблема связана с границами между ГП и генерацией, потребителями и другими ГП (в том числе, ГП второго уровня), которые тоже оснащены приборами учета лишь частично. В настоящий момент из 69 ГП удовлетворяют требованиям оптового рынка (первый этап - оснащение приборами учета с профилем нагрузки) по коммерческому учету только четыре ГП. Оснащение этих границ ГП системами коммерческого учета затруднено в силу того, что ГП имеют быстро изменяемый набор точек поставки, что связано:
- с возможными переходами субабонентов крупных потребителей субъектов ОРЭ на энергоснабжение к гарантирующему поставщику. Как у потребителя субъекта ОРЭ, так и у гарантирующего поставщика появляются новые точки в ГТП, также возможно появление нового сечения;
- с переходом потребителей субъектов розничного рынка от одного ГП к другому (например ГП второго уровня). В этом случае возникает новое сечение между ГП, или появляются дополнительные точки в существующем сечении;
- с возникновением в зоне деятельности данного ГП новых субъектов оптового рынка (особенно при снижении требований по минимально необходимой присоединенной мощности в ГТП - до 750 кВА).
Таким образом, проблема в том, что скорость изменения границ может быть сопоставима со сроками создания или модернизации систем коммерческого учета, или даже превышать их.
Что касается организационной части, стоит сказать, что существующая система сбора данных коммерческого учета основана на соглашениях об информационном обмене, и достоверность передаваемых результатов измерений базируется на конфликте интересов смежных субъектов в определение величины перетока по их общему сечению. После "распаковки" АО-энерго появился ряд сечений, по которым конфликт интересов при согласовании актов учета перетоков в почасовом разрезе отсутствует. Такими сечениями являются например сечения по ГТП генерации и сечения ФСК-РСК, ЕНЭС - ГП. Поскольку стоимость дневных часов или вечернего пика стоят дороже, чем ночные часы, то у двух смежных субъектов появилась общая заинтересованность оптимизировать свое почасовое потребление/производство не с помощью технологий, а используя разбивку по часам данных КУ. Сегодня существует возможность сдвига по отчетным данным потребления электроэнергии в ночные часы, сохранив при этом фактическое месячное потребление, что позволяет смежным субъектам рынка в определенных условиях исключить конфликтную ситуацию в части распределения потребления по часам.
Таким образом, с учетом изменившейся модели рынка перед НП "АТС" стоит задача изменения подхода и технических требований при организации системы измерений как в техническом, так и в организационно-технологическом плане.
ЭР: Каким образом организована система измерений и сбора информации?
А. С.: На момент запуска оптового рынка 1 ноября 2003 г. на рынке работало небольшое количество субъектов с постоянными границами, имеющими небольшое количество точек.
АО-энерго:
- граница с межсистемными сетями (подстанции 330, 500 и 750 кВ);
- границы со смежными АО-энерго.
Федеральные станции:
- вывод генераторов;
- отпуск в межсистемные сети и сети АО-энерго;
- крупные потребители.
Общее количество точек учета не превышало 5 тыс., и они практически не менялись. В этих условиях для обеспечения функционирования оптового рынка была создана система учета, основанная на согласовании почасовых значений объемов электроэнергии между смежными субъектами в целом по сечениям, без разбиения по точкам поставки.
К ноябрю 2005 г. все субъекты оптового рынка электроэнергии (ОРЭ) должны были установить системы АИИС КУЭ, по которым и предполагалось вести расчеты. Но с 2005 г. началась "распаковка" РАО "ЕЭС России", что повлекло за собой существенное изменение границ ГТП участников рынка, в пределах которых уже шло оборудование приборами коммерческого учета. Кроме того, стали появляться новые точки (изменилась граница ГТП), где работы по интегрированию системы еще не велись. В результате в 2005 г. порядка 10-15 % субъектов рынка были оснащены и удовлетворяли техническим требованиям НП "АТС". Соответственно, для оставшихся субъектов сроки внедрения автоматизированных систем сдвинулись, появилась этапность:
- сентябрь 2005 г. - завершение оснащения интервальными приборами коммерческого учета;
- сентябрь 2008 г. - создание систем сбора и передачи данных коммерческого учета;
- сентябрь 2010г. - завершение создания АИИС, удовлетворяющих требованиям ОРЭМ и внесенных в государственный реестр средств измерения, полная метрологическая аттестация и оформление в НП "АТС".
В настоящий момент НП "АТС", исходя из необходимости изменения организационно-технической модели рынка, внесло ряд дополнений в процедуру сбора данных коммерческого учета:
- формализована процедура расчета значений перетоков электроэнергии по сечениям между субъектами (учетных показателей по сечениям), основанная на показаниях приборов в перечнях средств измерений;
- определена процедура проверки НП "АТС" правильности расчета учетных показателей;
- введены санкции за недостоверность предоставляемых данных коммерческого учета.
Следует отметить, что основываясь на "Правилах оптового рынка электроэнергии (мощности), начиная с сентября этого года все субъекты рынка должны будут формировать свои объемы электроэнергии согласно показаниям интервальных приборов, что значительно упростит алгоритм формирования почасовых значений учетных показателей по сечениям, так как в составе алгоритма будет отсутствовать метод разбиения интегрального значения за месяц по часам.
Имеющиеся на сегодняшний день требования по съему почасовых показаний с приборов учета предполагают использование средств автоматизации. Например, при визуальном считывании показаний прибора за месяц необходимо с одного счетчика снять показания 744 раза, при этом считывание одного показания занимает до 0,5 мин. Таким образом, для считывания данных с одного прибора ежемесячно необходимо потратить 744 минуты, или 6 часов. Стоит ли говорить о добросовестном считывании информации, если суммарное количество счетчиков превышает, скажем, 50. Кроме того, существуют двунаправленные счетчики, что уже по определению требует в два раза больше времени на их обработку.
Мы видим, что происходит неизбежное внедрение средств автоматизации в системы учета на рынке, и технические требования к данным системам - это необходимость. Рынок, торгующий электроэнергией по часам, должен уметь определять учетный показатель в том же временном интервале.
ЭР: Расскажите о порядке формирования учетного показателя электроэнергии?
А. С.: Расчет финансовых обязательств на ОРЭ ведется на основе агрегированных данных учетных показателей (УП) электроэнергии. УП - это показатели о количестве товарной продукции на оптовом рынке электроэнергии и мощности.
Сейчас учетный показатель формируется по схеме, предусматривающей три уровня:
1. Измерение счетчиком фактического количества электроэнергии по конкретному физическому элементу электрической схемы и расчет потерь от точки измерения к точке поставки.
2. Определение совокупности точек поставки. Расчет значений учетных показателей по сечениям.
3. Формирование значений учетных показателей по ГТП - сумма значений учетных показателей по сечениям.
Разница между коммерческим учетом на основе данных от АИИС и учетом, базирующемся на данных актов оборота, заключается в том, что в последних отсутствуют учетные показатели первого уровня и данные по второму уровню формирования учетного показателя. Другими словами, в случае актов оборота субъекты передают в НП "АТС" суммарные значения потребления только по сечениям без разбивки по точкам поставки. Автоматизированная система коммерческого учета имеет полную иерархию учетных показателей: существуют приборы, алгоритмы приведения измерений по конкретному элементу электрической сети в точки поставки, а также алгоритмы сбора учетных показателей по сечениям. Надо понимать, что логика сегодняшней модели коммерческого учета - это самообслуживание. Субъект сам определяет свой объем потребления электроэнергии, роль же НП "АТС" сводится лишь к контролю корректности процедуры формирования субъектами своих данных.
ЭР: Расскажите об основных проблемах коммерческого учета.
А. С.: На мой взгляд, основная проблема - это недостоверность коммерческого учета, связанная с предоставлением неточных почасовых данных. В общем и в целом причинами недостоверности почасовых данных КУ являются:
- умышленное искажение данных, в том числе за счет перераспределения электроэнергии по часам;
- недостоверность схемы измерений, алгоритмов расчета УП, распределения электроэнергии по часам;
- использование систем коммерческого учета, несоответствующих требованиям ОРЭ.
Все описанные изменения в организации системы измерений и сбора информации, проводимые НП "АТС", направлены на решение этих проблем.
ЭР: Какие изменения в регламентах оптового рынка, связанные с коммерческим учетом, следует ожидать в ближайшее время?
А. С.: Все изменения в регламенты мы подразделяем на два блока:
Первый - это изменения, связанные с требованиями к ИВК и измерительным каналам АИИС. Требования к измерительным каналам, средствам связи и аппаратному комплексу остаются неизменными с момента выхода технических требований. Происходят изменения в форматах предоставления данных, но они сформированы на единых правилах - ХМЛ. Не следует ожидать существенных изменений в этой части.
Второй блок - это порядок взаимодействия субъектов при определении своих объемов потребления/производства электроэнергии и требований к документации. Планируется:
- внести уточнения по порядку передачи в НП "АТС" информации по малым точкам (невключаемых в АИИС);
- конкретизировать определение статуса "коммерческая/некоммерческая" информация;
- определить процедуру формирования объемов потребленной электроэнергии по быстро меняющимся границам ГП и ЭСК.
