эксперт ФЭК России

НП “АТС”, Москва

Целью создания системы коммерческого учета (СКУ) на оптовом рынке электроэнергии (ОРЭ) является обеспечение его субъектов полной, своевременной, достоверной и узаконенной действующими нормативными документами информацией об обороте товарной продукции, необходимой для проведения расчетов м. субъектами оптового рынка в соответствии с правилами работы рынка.

Товарной продукцией на оптовом рынке являются электроэнергия и мощность.

Для проведения расчетов м. субъектами рынка в каждой точке на элементе сети, указанной в соответствующем договоре (точке учета), следует измерять: приращения электроэнергии за интервалы времени, в течение которых сохраняются постоянными цены (тарифы) на электроэнергию; средние мощности за интервалы времени, длительность и количество которых определяются правилами работы рынка (только в случае расчетов субъекта рынка по двухставочному тарифу).

Дискретность учета (ДУ) задается наименьшим из интервалов времени, за которые измеряется электроэнергия или средняя мощность согласно правилам работы рынка.

Основным потребителем коммерческой информации об измеренных объемах товарной продукции для целей коммерческого учета (коммерческой информации) является орган администрирования торговой системой оптового рынка. На конкурентном оптовом рынке таким органом является НП “АТС”.

Данные коммерческого учета товарной продукции субъекта оптового рынка могут быть использованы также для решения технических, экономических и статистических задач другими субъектами оптового рынка, органами управления энергетикой, органами оперативно – диспетчерского управления и органами государственного управления в соответствии с действующими нормативными документами и договорами, регулирующими отношения м. ними в области обмена информацией. В то же время если действующие нормативные документы не предусматривают обязательного представления коммерческой информации в органы управления энергетикой или в органы оперативно – диспетчерского управления, дополнительные технические требования к средствам сбора и передачи данных со стороны этих органов, касающиеся объема измерений, периодичности и адреса передачи коммерческой информации, должны реализовываться за их счет и только с согласия субъекта рынка.

Одним из самых важных и неурегулированных вопросов при организации СКУ ОРЭ является размещение измерительных комплексов средств учета для “правильного” измерения оборота товарной продукции субъекта рынка. С ним тесно связано понимание термина “учет”, служащего основным элементом семантики всех документов, связанных с СКУ оптового и розничного рынков электроэнергии.

Действующие нормативные документы в сфере “коммерческого учета” электроэнергии

Анализ действующих нормативных и методических документов демонстрирует, что в нормативных актах различной юридической силы, 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 топологии схем измерений с учетом специфики электроэнергетических систем.

В Гражданском кодексе (ГК) говорится о необходимости “обеспечения учета потребления энергии” при заключении договора энергоснабжения (Ст. 53 . Количество поданной (потребленной) энергии определяется “в соответствии с данными учета” (Ст. 54 . Ст. 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”. 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.

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 РФ 24.1 96 под № 118 Из пп. 2.1., 2.3., 2.5., этого документа следует, что “учет” анализируется здесь и как некий цикл, 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 м. энергоснабжающей организацией и потребителем производится, на границе балансовой принадлежности электросети”.

Из последней формулировки можно сделать вывод, что в данном вопросе “Правила учета” предназначены исключительно на регулирование отношений на розничном рынке, т.к. ФОРЭМ (и любой конкурентный рынок) не предусматривает субъекта, выполняющего функции энергоснабжающей организации. Кроме того, помимо потребителей (оптовых) в качестве субъектов на ОРЭ функционируют оптовые поставщики – электрические станции.

Другие нормативные документы, касающиеся коммерческого учета электроэнергии, не зарегистрированы в Минюсте РФ, 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” (в дальнейшем – “Типовая инструкция). Она распространяется на электроустановки Минэнерго РФ и “может быть использована другими ведомствами”.

Как демонстрирует изуч. 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 РФ, а так же 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. 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 цикл (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: “При 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 м. энергоснабжающей организацией и потребителем на розничном рынке “Типовая инструкция” содержит ссылку на действующие ПУЭ, где этот вопрос решается в соответствии с вышеупомянутой рекомендацией “Правил учета”.

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. Приложение 5 “Акт о составлении баланса электроэнергии на электростанции”). При этом продолжается следование логике “Инструкции по учету электроэнергии в энергосистемах”, вышедшей так же в 1951 г., в Примечании 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: “При 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 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 6.05.97 “Временными методическими указаниями по формированию и применению двухставочных тарифов на федеральном (общероссийском) оптовом рынке электроэнергии и мощности (ФОРЭМ)”.

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”. Следует напомнить, что эти структуры аффилированы с организатором ФОРЭМ – РАО “ЕЭС России”: ЦДУ ЕЭС России являлось его 100 % дочерней компанией, а акции ЗАО “ЦДР ФОРЭМ” распределены м. РАО “ЕЭС России” и Концерном “Росэнергоатом” в соотношении 80 к 20.

Во “Временном положении об организации коммерческого учета электроэнергии и мощности на Федеральном оптовом рынке электроэнергии”, утвержденном ЦДУ ЕЭС России 19.07.97 (в настоящее время отмененном), к схеме расстановки измерительных комплексов впервые были предъявлены три основных требования.

“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 … должныбыть неотъемлемой частью договоров субъектов ФОРЭМ” (п.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.).

“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” 12.10.01 (в дальнейшем – “Положение”).

На основе новой терминологии были уточнены требования “Временного положения”, которые (Раздел 3.2.) стали звучать следующим образом.

“Схема расстановки технических средств коммерческого учета определяется проектом АСКУЭ и находит отражение в договорах”.

“Системы коммерческого учета (в т.ч. АСКУЭ) субъектов рынка должны создаваться 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”.

Представляет интерес документ, касающийся расстановки измерительных комплексов для расчетов на розничном рынке, который был утвержден приказом Минэнерго России от 27.03.02 № 9 Он называется “Рекомендации по организации согласованного расчетного учета электроэнергии м. энергоснабжающей организацией и энергоемкими потребителями”. Письмом от 18.04.02 № 06/3675 – НД Минюст РФ 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” анализируется в “Рекомендациях” как цикл, происходящий с информацией, полученной от измерительных комплексов средств учета, что видно из п. 2.1., который гласит: “Учет электроэнергии осуществляется на основе получаемой измерительной информации от энергоснабжающей организации и от энергоемкого потребителя”.

Исходя из вышесказанного, можно сделать следующие выводы: ни один из нормативных документов по коммерческому учету электроэнергии, разработанных Минэнерго РФ или РАО “ЕЭС России”, (включая ПУЭ) в части регламентации расстановки измерительных комплексов не соответствует требованиям оптового рынка. Все они регулируют отношения в сфере учета на розничном рынке; этих документов представляет собой изложение правил измерения электроэнергии для целей составления балансов, отвечающих формам ведомственной (Минэнерго РФ) или корпоративной (РАО “ЕЭС России) отчетности; действующее “Положение”, разработанное ЗАО “ЦДР ФОРЭМ”, дает лишь общие декларативные требования к схеме расстановки измерительных комплексов. В нем отсутствует концепция измерений для целей коммерческого учета. Не рассматриваются возможности косвенных измерений. Нет рекомендаций по критериям корреляции 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 с употреблением слова “учет”. Как было показано ранее, “учет” используется и в качестве синонима слова “измерение”, и как обозначение действия (по глаголу “учесть – учитывать”) или цикла, использующего данные измерений. Стоит упомянуть и о том, что в обиходе “учетом” часто называют сам счетчик.

Остановимся вначале на терминологии слова “учет”, что позволит в дальнейшем адекватно описывать правила построения системы учета и требования к технической системе, связанной с измерениями, на основании которых производятся расчеты за товарную продукцию.

Что подразумевать под термином “учет электроэнергии”?

В “Толковом словаре русского языка” Д.Н. Ушакова (М.: ЭТС, 199 “учет” имеет два значения:

“Действие по глаголу учесть – учитывать … Учет товаров … Производить учет …”;

“… Установление наличности кого-чего-нибудь …”.

В свою очередь глагол учесть означает:

“… Принять в расчет, установить путем расчета, подсчета. … Учесть все расходы. …

“перен. … Принять во внимание, ... рассчитать. …”;

“… Произвести операцию покупки, приема в залог … (векселя) … до истечения срока …”.

Обратимся теперь к так же одной группе семантических связей термина “учет” - сфере бухгалтерского учета. Под “бухгалтерским учетом” специалистами в этой области (Щадилова С. Н. Основы бухгалтерского учета. М.: ИКЦ “ДИС”, 199 понимается система ведения счетов и бухгалтерского контроля.

“Учет” анализируется как форма регистрации информации по экономическому состоянию фирмы или организации. Различают три вида учета – оперативный, статистический и бухгалтерский. Последний определяется, как детальный экономический учет всех событий и операций на предприятии, проводящийся непрерывно и по определенной установленной государственными органами методике, использующей различные измерители и разнообразные формы документов.

Учет и описание различных по характеру предметов и циклов производится на основании информации, полученной в результате измерений, посредством измерителей. Ими являются трудовой, натуральный и денежный (обобщенный) измерители. Нас интересует натуральный измеритель электрической энергии, т.е. тыс. кВт*ч (млн. кВт*ч).

.По сложившейся в энергетике терминологии, “технический учет” с позиции хозяйственной деятельности соответствует “оперативному” и “статистическому” учету, а “коммерческий учет” - “бухгалтерскому учету”.

В английском языке “учет”, “бухгалтерский учет” переводится как “accounting” от “account” - “счет”, “отчетность”. С другой стороны, измерение электроэнергии называется только “metering”.

Исходя их вышесказанного, под “коммерческим учетом электроэнергии” предлагается понимать систему регистрации информации для проведения финансовых расчетов на оптовом или розничном рынке о ее производстве и (или) реализации с использованием установленных государственными органами методики и форм документов. Информацией для коммерческого учета могут служить результаты измерений или иные предусмотренные договорами величины, размерность которых определяется регламентированным натуральным измерителем. Последний случай возможен при согласованной сторонами оплате электроэнергии по заданному объему электропотребления (например, при отсутствии счетчика у абонента в бытовом секторе). С другой стороны, бессмысленно называть “учетом” ситуацию, когда отпущенная потребителю электроэнергия измеряется счетчиком, но не оплачивается, и результаты измерения не находят отражения в отчетности сбытовой организации.

Иными словами, “учет” и как действие (цикл), и как система документирования включает в себя в широком смысле измерения, сбор и передачу информации, а так же в обязательном порядке регистрацию информации по заданным правилам. Так как данные о поставке (покупке) электроэнергии используются не только в бухгалтерском учете энергоснабжающей организации или органа администрирования торговой системой, но и непосредственно в бухгалтерском учете субъекта оптового или розничного рынков электроэнергии, система учета (регистрации информации) электроэнергии охватывает обе эти стороны.

Ясно, что использование термина “учет” в качестве синонима термина “измерение” не просто некорректно, но и может привести к построению автоматизированных систем, архитектура и функциональные возможности которых не будут соответствовать продекларированным целям. Кроме того, нечеткая терминология вводит в заблуждение тех, кто не знаком с той узкопрофессиональной областью энергетики, которую до настоящего времени привыкли называть “коммерческим учетом”. Например, непосвященным затруднительно объяснить, почему счетчик электроэнергии называется “прибором учета”, хотя сам учет происходит где-то в бухгалтерии. Точно так же “техническими средствами учета” скорее можно назвать персональные компьютеры с программным комплексом “1С. Бухгалтерия”, чем измерительные трансформаторы или УСПД.

Критерии расстановки измерительных комплексов для получения

информации, необходимой при учете электроэнергии на оптовом рынке

Специфика единого во времени, но территориально и электрически разнесенного цикла производства, передачи, преобразования, распределения и потребления электроэнергии требует создания особой системы учета, отвечающей потребностям различных субъектов отношений, возникающих в этом цикле. Система учета должна соответствовать существующей экономической ситуации, а так же быть приспособленной к технологической среде (схема электрической сети и режимы ЕЭС, инфраструктура ЕЭС), где функционируют оптовый и розничный рынки.

Остановимся только на одном аспекте проблемы – на организации получения информации, необходимой для “коммерческого учета” электроэнергии органом администрирования торговой системой оптового рынка. На ФОРЭМ таким органом является в настоящее время ЗАО “ЦДР ФОРЭМ”, на конкурентном рынке – НП “АТС”.

Главным критерием функционирования финансово-расчетной системы оптового рынка служит строгое соблюдение финансового баланса по торговым операциям с товарной продукцией за период расчета (например, один месяц, один час)

П=Пэ - Пп= 0, (

где: П – складывающийся финансовый небаланс;

Пэ – платежи, получаемые электрическим станциями – субъектами оптового рынка;

Пп – платежи, которые производят потребители – субъекты оптового рынка.

Достижение критерия ( возможно путем проведения комплекса организационных и технических мероприятий, включающих в себя: повышение точности планирования продажи (покупки) электроэнергии, исходя из реальных технологических возможностей субъектов рынка; построение системы измерений, сбора и передачи их результатов для целей коммерческого учета, представляющей в орган администрирования торговой системой информацию надлежащего качества. Требования к качеству информации должныбыть предметом договорных отношений; разработку и реализацию правил разнесения П, возникшего из-за погрешностей планирования цен и погрешностей измерения оборота товарной продукции.

Из вышесказанного следует, что система измерений для целей “коммерческого учета” на оптовом рынке, включая расстановку измерительных комплексов, должна обеспечивать:

максимальную адекватность измерений оборота товарной продукции каждого субъекта оптового рынка способам планирования этих величин;

финансовые интересы каждого субъекта рынка;

технологическую принцип. возможность сведения к нулю финансового небаланса оптового рынка согласно коммерческим правилам работы рынка.

Первое из этих условий означает, что планирование объемов оборота товарной продукции (продажи или покупки электроэнергии, мощности) необходимо производить в тех точках на элементах электрической сети, в которых установлены измерительные комплексы для измерения электроэнергии, а так же средства оперативного контроля режима субъекта оптового рынка. И наоборот, оперативный контроль режимов и измерения для целей коммерческого учета следует производить в тех точках, где планировалась покупка (продажа) электроэнергии. Подобный подход позволяет не только гармонизировать интересы участников оптового рынка (продавцов, покупателей), СО, органа администрирования торговой системой, но и обеспечить условия для максимально точного планирования объемов покупки и продажи электроэнергии, и следовательно, для максимально возможного соответствия фактического и планового балансов оптового рынка.

Финансовые (и экономические) интересы субъекта оптового рынка будут соблюдены, если: его система измерений для целей коммерческого учета позволит участвовать в наиболее выгодных видах торговых отношений, предусмотренных правилами работы рынка; объем оборота товарной продукции будет измеряться в тех точках на элементах сети, которые находятся настолько электрически близко к точкам поставки, насколько это осуществимо с технической позиции (зона учета в максимальной степени приближена к зоне поставки, указанной в действующих договорах); в случаях, предусмотренных договорами, объем оборота товарной продукции в зоне поставки (в зоне отчуждения товарной продукции) определяется вычислениями по алгоритмам с наименьшей погрешностью. При этом вычисления могут производиться автоматически в специальных счетчиках электрической энергии или на более высоких уровнях сбора и обработки коммерческой информации (косвенные измерения), а так же вручную по алгоритмам, приведенным в договорах (например, в процентах от перетока электроэнергии).

Технологическая принцип. возможность исключения финансового небаланса оптового рынка понимается в смысле Федерального закона “Об энергосбережении”, в аналитической статье 11 которого сказано: “Весь объем добываемых, производимых, перерабатываемых, транспортируемых, хранимых и потребляемых энергетических ресурсов с 2000 г. подлежит обязательному учету”. Отсюда следует, что необходимо минимизировать фактический материальный (физический) небаланс рынка по результатам соответствующих измерений:

Wэ.из – Wп.из – Wсхп из – Wт.р.из = W min, (

где: Wэ.из – результат измерения объема продажи электроэнергии продавцами оптового рынка;

Wп.из – результат измерения объема покупки электроэнергии покупателями оптового рынка;

Wсхп из - потребление на собственные, производственные и хозяйственные нужды ФСК и РСК;

Wт.р.из - технические потери в сетях ФСК и РСК, полученные на основании измерений и расчетным путем (фактические технические потери);

W - небаланс электроэнергии, вызванный погрешностями измерительных комплексов, погрешностями расчета фактических потерь, и отсутствием измерений по некоторым присоединениям, перетоки электроэнергии по которым должны входить в Wэ.из, Wп.из,Wсхп из.

Для реализации целевой функции ( все субъекты рынка в обязательном порядке должныбыть оснащены измерительными комплексами, имеющими минимальные технически возможные погрешности измерений. Здесь мы не касаемся вопросов составления плановых балансов и связанной с этим проблемы оптимизации потерь электроэнергии на ее транспорт и проблемы оптимизации потребления сетевых компаний на собственные, хозяйственные и производственные нужды.

Некоторые специалисты придерживаются мнения, что все вопросы размещения измерительных комплексов, предоставляющих информацию для целей коммерческого учета, можно отразить в заключаемых договорах. Безусловно признавая принцип свободы договорных отношений, гарантированный действующим ГК, отметим, что его реализация в части измерения электроэнергии имеет ряд ограничений. Они вызваны рассматриваемым ниже свойством наблюдаемости реальной электрической сети и значительными затратами на изменение конфигурации системы измерений, сбора и передачи данных в финансово – расчетную систему рынка.

Теоретически в договорах на оптовом рынке (включая прямые двухсторонние договора м. продавцом и покупателем) отчуждение товарной продукции может быть указано в любой точке электрической сети. В этом месте можно установить счетчик электрической энергии и использовать результаты проведенных измерений для расчетов м. контрагентами (сведение финансового баланса оптового рынка в данных условиях является отдельной проблемой). Однако, на практике точки отчуждения товарной продукции (точки поставки) располагаются либо на самих границах балансовой принадлежности, либо на ближайших к ним подстанциях (распределительных устройствах).

Другой до конца не решенной задачей, отражающейся на критериях расстановки измерительных комплексов, является топология расчетной схемы сети оптового рынка, предназначенной для определения узловых цен и объемов поставки. Расчетная схема имеет размер (количество узлов), который определяется вычислительными возможностями программного комплекса и возможностями ее оперативной актуализации. При этом оказывается, что целый ряд участников рынка, главным образом потребители, имеют границы балансовой принадлежности, которые располагаются на элементах сети, не входящих в расчетную схему. Отсюда возникает необходимость “приведения заявленных нагрузок” участников рынка к узлам расчетной схемы при планировании цен и объемов товарной продукции, а так же необходимость “приведения фактических мощностей нагрузки” узлов расчетной схемы к фактическим нагрузкам участников рынка. Не останавливаясь на возможности и точности такого “приведения”, укажем, что рассмотренная ситуация означает требование установки измерительных комплексов для получения коммерческой информации на всех элементах сети, отходящих от узлов расчетной схемы в сторону участников рынка, чьи границы балансовой принадлежности не отражены в расчетной схеме.

Из проведенного анализа критериев расстановки измерительных комплексов в целях получения информации для коммерческого учета можно сделать вывод, что необходимым условием соблюдения интересов всех субъектов оптового рынка является установка измерительных комплексов в точках отчуждения товарной продукции и фиксации платных дополнительных системных услуг. Эти точки должныбыть указаны в соответствующих договорах. На ФОРЭМ данное необходимое условие является необходимым и достаточным. Представляется весьма вероятным, что оно будет необходимым и достаточным так же на конкурентном спотовом рынке и на рынке прямых договоров, если будет исключена вышеописанная ситуация с расчетной схемой сети.

В подавляющем большинстве случаев точки отчуждения товарной продукции совпадают с границами балансовой принадлежности участников рынка и сетевых компаний. Следовательно, наиболее вероятным необходимым и достаточным условием технологической полноты системы коммерческого учета субъекта оптового рынка является расстановка измерительных комплексов на границе балансовой принадлежности его электрической сети.

Вообще при расстановке измерительных комплексов должен действовать понятный всем принцип: “Разделяй свое и чужое”. Как демонстрирует многовековой опыт рыночных отношений, настоящий хозяин ниразу не возьмет чужое, но и свое не отдаст. И это в полной мере касается такого товара, как электроэнергия.

Некоторые практические вопросы размещения измерительных комплексов

у субъектов оптового рынка

Все практические вопросы так называемой “расстановки счетчиков электрической энергии для целей коммерческого учета”” у субъектов оптового рынка связаны с сочетанием мест расположения ТТ и ТН относительно точек отчуждения товарной продукции (точек поставки) в распределительных устройствах электрических станций и подстанций. Эти вопросы являются следствием такого известного свойства электрической сети как непринцип. возможность в реальных условиях по техническим или экономическим соображениям осуществлять контроль электрических параметров в любой загодя определенной точке на ее элементах (ВЛ, КЛ, трансформаторы, ошиновка). Установка первичных датчиков (ТТ, ТН) производится в распределительных устройствах электрических станций и подстанций, выполненных по типовым проектам или на их основе. В этих проектах по объективным причинам до последнего времени не учитывались требования к измерениям для целей расчета на оптовом рынке. В частности, компоновка электротехнического и вспомогательного оборудования не позволяла размещения дополнительных ТТ и ТН. Даже сейчас, на пороге конкурентного рынка, известны лишь единичные случаи обращения в ЗАО “ЦДР ФОРЭМ” или в НП “АТС” заказчиков или проектных организаций с просьбой выдать технические условия на разработку необходимой системы измерений при новом строительстве, реконструкции или техническом перевооружении энергообъектов. Разрабатываемые же проекты автоматизированных измерительно-информационных систем (АСКУЭ) на действующих энергообъектах вынуждены базироваться на уже существующей схеме расстановки ТТ и ТН.

изучим некоторые наиболее часто встречающиеся случаи коммерческих измерений, связанных с проблемами мест установки первичных датчиков.

Опыт демонстрирует, что до сих пор вызывает затруднение выбор точек коммерческого учета на электрических станциях – субъектах оптового рынка. Отчасти это объясняется, как отмечено ранее, позицией ПУЭ и других документов в части “пунктов установки средств учета”, отчасти – непониманием рыночного подхода к учету оборота товарной продукции.

Здесь следует отметить одну принципиальную разницу при работе электрической станции на ФОРЭМ и на конкурентном рынке.

Если станция является субъектом ФОРЭМ, то, согласно действующим правилам, она участвует в планировании пост * электроэнергии и мощности и в расчетах за них по двухставочному тарифу “целиком”, как единый технологический комплекс. В данном случае рабочая мощность станции должна фиксироваться по измерительным приборам, первичные датчики которых установлены вблизи выводов генераторов, а проданная электроэнергия – по измерительным приборам, присоединенным к ТТ и ТН в цепях всех отходящих линий (точки 1, 2, 3 на . недопустимо производить расчеты за электроэнергию на основании определения “отпуска с шин” как разности генерации, потребления на собственные нужды и расчетных потерь в блочных трансформаторах и трансформаторах собственных нужд (ТСН). Если имеется принцип. возможность установить ТТ в цепях присоединений блочных трансформаторов и ТСН от шин ОРУ до их выводов, измерения для расчетов за электроэнергию можно выполнять с помощью счетчиков, подключенных к этим ТТ и к шинным ТН (точки 4, 5, 6 на .

Схема расстановки счетчиков на блочной электростанции

Если станция готовится стать субъектом конкурентного рынка, то следует предусмотреть принцип. возможность планирования продажи и оплаты электроэнергии “поблочно”. Это означает, что отчуждение товарной продукции “брутто” (без учета собственных нужд) будет происходить на высокой стороне блочных трансформаторов. При этом в соответствии с логикой учета затрат на производство товарной продукции необходимо измерять электроэнергию, отпущенную напрямую на собственные нужды энергоблока, и каким – то образом определять долю электроэнергии, приходящейся на энергоблок, от всей электроэнергии, отпущенной на общестанционные собственные нужды. исходным для расчета по сути дела является сальдо – переток электроэнергии по всем “границам балансовой принадлежности” энергоблока, включая точки раздела с сетями собственных нужд других энергоблоков на всех уровнях напряжения, без учета перетока через точки раздела с сетью общестанционных собственных нужд. Чтобы получить оплачиваемый объем товарной продукции к этому сальдо - перетоку надо добавить (со знаком “минус”) определенную по согласованному м. собственниками энергоблоков и собственником станции алгоритму часть электроэнергии, отпущенной на общестанционные собственные нужды. Точно так же следует договориться о распределении м. энергоблоками общестанционных потерь электроэнергии, т.е. потерь в элементах ошиновки распределительных устройств, к которым присоединены линии связи с другими субъектами рынка, потерь в автотрансформаторах (трансформаторах) связи, в резервных трансформаторах собственных нужд (РТСН) и в рабочих трансформаторах общестанционных собственных нужд. Данная ситуация иллюстрируется на 2.

Принципиально описанный подход не должен представлять собой ничего нового в технической политике станции. Отнесение расхода электроэнергии на собственные нужды конкретного энергоблока, основанное на строгих измерениях электроэнергии, необходимо для правильного определения всех его технико – экономических показателей (к.п.д., расходные характеристики и т.д.). Однако, если раньше упомянутые измерения входили в сферу “технического учета”, то участие станции на конкурентном рынке приводит к необходимости придать соответствующим измерительным комплексам статус коммерческих со всеми вытекающими отсюда последствиями.

Распределение общестанционных потерь и общестанционных собственных нужд м. энергоблоками должно регулироваться договорами м. всеми заинтересованными сторонами.

В электроустановках ТЭЦ и на промышленных предприятиях имеет место так же одна нередко встречающаяся ситуация, на которую впервые обратил внимание известный специалист в области коммерческого учета В.В. Тубинис. Речь идет об измерениях электроэнергии на реактированных фидерах 10 – 6 – 0.4 кВ. Причем на напряжении 0.4 кВ часто применяются сдвоенные реакторы, токи в ветвях которых оказывают взаимное влияние на реактивное сопротивление ветвей.

Проблема состоит в том, что при отсутствии ТН в ячейках КРУ, установленных за реактором, счетчик электрической энергии подключается к ТН системы шин. ТТ в ячейке КРУ и ТН оказываются разделенными реактором, на котором образуется падение напряжения из-за реактивного сопротивления, достигающего 0.6 Ом ( . Потери активной мощности могут составлять до 4 кВт на фазу. Поэтому счетчик демонстрирует результат измерения электроэнергии на фидере, завышенный по отношению к действительной величине в точке подключения кабеля к ячейке КРУ (в точке отчуждения товарной продукции). Очевидно, что выходом здесь может быть только электрическое совмещение точек подключения ТТ и ТН.

весьма часто в практике измерений электроэнергии для коммерческого учета встречаются случаи, когда точка отчуждения товарной продукции (точка поставки) находится на достаточно значительном электрическом удалении от точки учета и отсутствует экономически обоснованная принцип. возможность их сближения. В качестве примера можно привести подключение счетчиков к ТТ и ТН на низкой стороне одно – или двухтрансформаторных отпаечных подстанций или подстанций, выполненных по схеме “мостика”, когда границы раздела балансовой принадлежности субъекта рынка проходят по высокой стороне этих подстанций или даже за отходящими от них ВЛ. Другим примером служит уже рассмотренный случай участия энергоблока электрической станции на конкурентном спотовом рынке при отсутствии ТТ (отдельно стоящего или встроенного в высоковольтные вводы) на высокой стороне повышающего трансформатора. Так же встречаются случаи, когда на высокой стороне ГПП промышленного предприятия отсутствуют ТТ и расчетные счетчики установлены лишь на подстанции энергоснабжающей организации (ЭСО), что заставляет распределять потери в ВЛ и силовых трансформаторах м. предприятием и ЭСО расчетным путем ( .

Приведенные ситуации определения объема товарной продукции расчетным путем представляют собой пример косвенных измерений. В настоящее время все необходимые вычисления производятся на основании данных прямых измерений электроэнергии, получ. которых функционально и аппаратно отделено от цикла фиксации результата вычислений. Это вызывает ряд трудностей процедурного и психологического характера при расчетах м. субъектами рынка, т.к. считается “более правильным” и удобным платить непосредственно по показаниям опломбированных и поверенных приборов.

Функция “расчета потерь” уже присутствует в некоторых счетчиках электрической энергии, производимых зарубежными фирмами. Например, в счетчике QUANTUM Q1000 фирмы “Schlumburger” или в счетчике Альфа плюс типа AIRLCQ+ фирмы “ABB”.

Реализация косвенных измерений электроэнергии на основании прямых измерений в одном устройстве (счетчике) в нашей стране требует, прежде всего, разработки необходимой нормативной документации, которая ведется в настоящее время органами Госстандарта РФ при участии НП “АТС”.

Часто в сечение поставки субъекта рынка входят элементы сети напряжением 10-6-0.4 кВ, по которым могут питаться и его субабоненты. Следовательно, сечение учета этого субъекта так же проходит по элементам сети 10-6-0.4 кВ.

Перетоки электроэнергии по этим элементам достаточно измерять только с одной стороны зоны поставки. Если они присоединены к граничным подстанциям (распределительным устройствам), от которых не отходят элементы сети более высоких классов напряжений из рассматриваемого сечения учета, то оперативный автоматизированный съем показаний счетчиков, установленных на элементах сети 10-6-0.4 кВ, экономически нецелесообразен. Здесь требуется применение счетчиков с хранением профиля нагрузки и периодическим (до одного раза в месяц) съемом с них информации при помощи переносного персонального компьютера.

Наилучшим решением является исключение из сечения поставки субъекта оптового рынка всех ВЛ, КЛ и трансформаторов напряжением 10-6-0.4 кВ. Это может произойти или путем реконструкции схем электроснабжения питающихся по ним потребителей или путем заключения с ними прямых договоров электроснабжения.

Для схем первичных соединений электрических станций и подстанций с обходными системами шин остается нерешенной “проблема обходных выключателей”, заключающаяся в отсутствии практически реализуемых технических решений по автоматическому переходу измерения электроэнергии присоединения от счетчика, связанного с цепями основного выключателя, к счетчику, связанному с цепями обходного выключателя.

С позиции минимизации погрешностей коммерческого учета наилучшим вариантом во всех случаях является подключение токовых цепей счетчиков к ТТ, вынесенным “в линию” (установленным до разветвления элемента сети в распределительном устройстве).

Вынос точки учета в линию – мероприятие высокозатратное и не актуальное при использовании ТТ для других целей (релейная защита, автоматика). Поэтому его следует рассматривать как одно из возможных решений проблемы только на транзитах с отпаечными подстанциями или подстанциями, выполненными по схеме мостика, где вместо нескольких точек косвенного учета получают одну точку прямого учета или одну точку косвенного учета.

Ряд вопросов у разработчиков автоматизированных измерительно- информационных систем вызывают требования к схемам расстановки измерительных комплексов участников рынка, имеющих собственные протяженные электрические сети, граничащие с сетями других субъектов рынка на достаточно большой территории, зачастую на территории двух и более субъектов Федерации.

Ярким примером такой ситуации служит организация измерений для целей коммерческого учета на электрифицированном железнодорожном транспорте ( , которые должны соответствовать требованиям оптового рынка. При этом в зависимости от сложившейся схемы внешнего электроснабжения сети различных хозяйственных единиц (отделений Дороги, различных Дорог) представляют собой протяженные одно- двухцепные транзиты с заходами на несколько подстанций, которые могут перемежаться сетями других собственников, в настоящее время чаще всего – сетями АО-энерго.

Анализ данного примера демонстрирует, что при расстановке измерительных комплексов здесь должен действовать упомянутый ранее принцип “разделяй свое и чужое” с той лишь разницей, что “свое” и “чужое” может чередоваться в самых разных сочетаниях, как и показано на 4.

Часто возникает вопрос, является ли точки 2, 3 ( точками отчуждения товарной продукции по правилам ФОРЭМ (или будущего конкурентного рынка) и надо ли устанавливать на ближайших подстанциях необходимые измерительные комплексы?

Ответ на этот вопрос дает анализ перетоков электроэнергии в сетях АО-энерго “А” и “Б” и в сетях железной дороги. Так как переток мощности Р1 в точке 1 соответствует (без учета потерь) энергии, отпущенной железной дороге на ПС Б1, учет перетоков Р2 в точке 2 и Р3 в точке 3 привел бы к искажению величины покупки электроэнергии с оптового рынка АО-энерго “Б”. Сальдирование перетоков мощности Р1, Р2, Р3 дает величину “потребления по территории”, занимаемой АО-энерго “Б”, но не его покупку с оптового рыка, соответствующую оплаченному “полезному отпуску” собственным потребителям.

учет перетоков в точках 2 и 3 для оптового рынка не требуется, а необходимость его наличия определяется исключительно внутриведомственными хозяйственными связями на железнодорожном транспорте.

В связи с вышесказанным очевидны проблемы, возникающие при выходе на оптовый рынок структурных подразделений электрифицированных железных дорог. Если, например, на рынок выходит отделение Дороги в пределах территории АО-энерго “Б” (отделение Дороги в пределах территории АО-энерго “А” останется на розничном рынке), то часть энергии (с ПС Б1) оно будет получать по цене оптового рынка, а часть по какой-то “внутренней” цене от смежного отделения Дороги.

Приведенные в данном примере выводы можно распространить на любого потребителя, имеющего сеть, граничащую с сетями нескольких других субъектов рынка. Как указывалось ранее, технологическая полнота системы коммерческого учета такого потребителя полностью определяется расстановкой измерительных комплексов в точках, максимально приближенных к границам его балансовой принадлежности. Все остальные измерения в сети потребителя служат для организации его “внутреннего” учета и не нормируются органом администрирования торговой системой оптового рынка.

Схема расстановки измерительных комплексов средств коммерческого учета (основная зона учета) должна полностью совпадать со схемой расстановки датчиков телеизмерений мгновенных параметров товарной продукции или характеристик услуг. На на данный моментшний день это означает, что датчики мощности оперативно-информационных комплексов (ОИК) следует подключать к тем же ТТ, что и “приборы коммерческого учета” активной мощности.

Данное требование обусловлено необходимостью адекватного отображения договорных параметров режима (сальдо-перетоков мощности покупателей, рабочей мощности продавцов оптового рынка в контрольные часы суток; сальдо-перетоков электроэнергии) средствами диспетчерского технологического управления. Иными словами, диспетчеру любого уровня необходимо принимать решения по выполнению и корректировке диспетчерского графика, основываясь на данных ОИК, которые соответствуют “текущему” выполнению договорных обязательств продавцами и покупателями оптового рынка по движению товарной продукции и при этом “узаконены” действующими нормативными документами и (или) договорами.

Резервирование измерений, выполняемых для целей коммерческого учета.

Необходимость резервирования измерений, результаты которых используются для расчетов на оптовом рынке, должны определяться правилами работы рынка. В основе требований к резервированию лежат периоды промежуточных и окончательных расчетов м. продавцами и покупателями электроэнергии, а так же способы сведения к нулю финансового небаланса рынка.

Хотя в настоящее время правила конкурентного рынка так же не разработаны в окончательном виде, у специалистов нет сомнений, что резервирование в том или ином виде необходимо, и эта проблема связана с проблемой контроля достоверности информации, которая поступает для расчетов в орган администрирования торговой системой. В условиях развития рыночных отношений решение названных проблем должно быть основано на технико– экономическом подходе.

Внедрение системы резервирования может носить обязательный (нормативный) или добровольный (экономический) характер.

Примером нормативного подхода служит уже упоминавшееся “Временное положение”, предписывавшее организовывать на элементе сети точки учета по обе стороны точки поставки безотносительно к классу напряжения этого элемента. В РД 34.09.101 – 94 на межсистемных линиях напряжением 110 кВ и выше регламентируется установка расчетных счетчиков на обоих концах линий. В правилах оптового рынка Украины есть требование устанавливать на межобластных линиях два одинаковых счетчика с одной из сторон линии.

Опыт функционирования ФОРЭМ демонстрирует неэффективность нормативного подхода к резервированию: субъекты рынка, не имея весомых экономических стимулов, отказываются нести затраты по организации коммерческих измерений, если эти измерения уже выполняются в сетях смежных субъектов. Причем отказываются, даже зная, что несут определенные убытки при некорректном распределении потерь в сечении поставки. А сетевые компании в существующей ситуации ведут работы по созданию измерительных комплексов на границах своей балансовой принадлежности только после принятия жестких административных мер.

Удачной попыткой экономического подхода к решению обсуждаемой проблемы на розничном рынке следует признать рассмотренные выше “Рекомендации” по “согласованному расчетному учету электроэнергии”. В них сделан акцент на эффективность системы учета, но по сути дела эта эффективность заключается в уточненном согласованном сторонами распределении потерь от зоны поставки (точек отчуждения товарной продукции) до соответствующих зон учета. Тем не менее “Рекомендации” впервые документально определили принципы резервирования измерительных комплексов.

Исходя из главного критерия эфф. системы коммерческого учета на конкурентном рынке – создания условий для исключения финансового небаланса рынка, а так же учитывая технологические особенности ЕЭС, следует решать проблемы резервирования и контроля достоверности измерений, сочетая экономический и нормативный подходы (с приоритетом экономического подхода). Причем по мере совершенствования рыночных отношений все большее значение будет приобретать экономическое стимулирование продавцов, покупателей электроэнергии и сетевых компаний по развитию автоматизированных измерительных систем, отвечающих потребностям финансовых расчетов.

Дадим некоторые рекомендации, которые, как представляется, не утратят своей актуальности и по мере дальнейшего развития системы коммерческого учета.

Во-первых, любому элементу сети из сечения поставки (за исключением, быть может, элемента сети напряжением 10-6-0.4 кВ) каждый субъект рынка должен привести в соответствие “свой” измерительный комплекс (или несколько измерительных комплексов), даже если необходимые первичные датчики могут быть установлены на значительном электрическом удалении от точки отчуждения товарной продукции.

Во-вторых, результаты измерений, полученные от данного измерительного комплекса, должны допускать контроль их достоверности по результатам других измерений в электроустановках этого же субъекта рынка достаточно простым и надежным способом с учетом погрешности измерительных комплексов. В алгоритм контроля достоверности не следует включать расчетное определение потерь более одного элемента сети (линии или трансформатора).

В-третьих, необходимо разработать методику сведения максимально точного (исходя из технических возможностей) баланса электроэнергии по результатам измерений в точках учета, соответствующих каждому элементу сети сечения поставки. При этом надо применить алгоритм расчета потерь, используя данные с наименьшей дискретностью учета.

Выводы.

СКУ оптового рынка создается для проведения финансовых расчетов м. его субъектами и организации необходимой отчетности в соответствии с действующими нормативными документами.

Все разработанные до настоящего времени документы, касающиеся расположения точек коммерческого учета на энергообъектах, не удовлетворяют требованиям оптового рынка.

Необходимо уточнить область применения термина “учет” (“коммерческий учет”, “технический учет”) в электроэнергетике. Представляется, что “учет” и как действие (цикл), и как система документирования включает в себя в широком смысле измерения, сбор и передачу информации, а так же в обязательном порядке регистрацию информации по заданным правилам. Следует иметь ввиду, что результаты измерений электроэнергии на энергообъектах для целей “коммерческого учета” в органе администрирования торговой системой используются так же и в бухгалтерском учете собственников энергообъектов.

Расстановка измерительных комплексов для получения информации, необходимой при учете электроэнергии на оптовом рынке, должна удовлетворять критериям адекватности планирования и отчетности, соблюдения финансовых интересов субъектов рынка и предоставления технологической возможности сведения к нулю финансового небаланса оптового рынка.

При разработке правил работы оптового рынка и соответствующей им СКУ следует учесть вопросы контроля достоверности и резервирования информации, предназначенной для осуществления финансовых расчетов.