Научная электронная библиотека
Монографии, изданные в издательстве Российской Академии Естествознания

Штрихи к российскому опыту реструктуризации электроэнергетики. Региональная АСКУЭ в тульском варианте

Гуртовцев А.Л., к.т.н., ведущий научный сотрудник РУП “БелТЭИ”

В мае 2004 г. рабочая делегация специалистов концерна “Белэнерго”, Минэнергетики и Минэкономики посетила с краткосрочным визитом одну из энергосистем центра России - АО “Тулэнерго” - для ознакомления с ее опытом работы в условиях реструктуризации и приватизации российской электроэнергетики, функционирования оптового рынка электроэнергии, а также для анализа достижений и проблем тульских энергетиков в области создания региональных АСКУЭ для работы на оптовом и розничных рынках электроэнергии..

Общий подход к реструктуризации АО-энерго

Реструктуризация российской электроэнергетики, хотя и проходит под контролем государства в лице РАО “ЕЭС России” (далее РАО ЕЭС), владеющего в региональных АО-энерго значительным (мажоритарным, но не контрольным) пакетом акций, существенно зависит от интересов множества собственников в лице других, миноритарных акционеров АО-энерго. В этом заключается одна из проблем российской (да и не только российской) реструктуризации, которая в иных условиях, при наличии только одного собственника-монополиста, а именно такая ситуация характерна в настоящее время в Объединенной энергосистеме Беларуси, могла бы пройти более эффективно и безболезненно.

Основной принцип реформирования мировой электроэнергетики, включая и российскую, основан на разделении естественной монополии, каковой электроэнергетика стала с самого начала своего становления в конце 19 века, на два вида деятельности: монопольную, которая должна оставаться в руках государства, и конкурентную, которая должны перейти в частную собственность. Считается, что частная деятельность должна снизить за счет конкуренции издержки, повысить эффективность отрасли и затормозить рост цен на электрическую и тепловую энергию для конечных потребителей. К монопольной деятельности относится деятельность по передаче электроэнергии (по магистральным и распределительным сетям – сетевая, или транспортная деятельность соответственно сетевых и распределительных энергокомпаний), а к конкурентной – деятельность по производству и сбыту энергии соответственно генерирующими и сбытовыми энергокомпаниями.

Согласно программе реформ, в российской электроэнергетике, все существующие региональные энергокомпании (АО-энерго) – дочерние общества РАО ЕЭС, должны пройти реструктуризацию по проектам (из 72-х региональных энергокомпаний 58 уже полностью согласовали свои проекты), одобренным правительственной комиссией по вопросам реформирования электроэнергетики. Базовый вариант реформирования, основанный на модели Великобритании, работающей в условиях реструктуризации электроэнергетики уже 16 лет, предполагает сначала выделение из АО-энерго генерирующих, сетевых и сбытовых структур в виде стопроцентных дочерних обществ РАО ЕЭС, а затем разделение их собственности между акционерами АО-энерго пропорционально величине, отданной в эти структуры собственности. Не базовые варианты, связанные, например, с передачей сетевого хозяйства АО-энерго непосредственно в собственность государственной Федеральной сетевой компании (ФСК), пока не рассматриваются, так как признаны менее прозрачными, хотя и более быстрыми.

Основной запретительный принцип в реформировании российской электроэнергетической отрасли – собственник не имеет права совмещать два и более видов бизнеса, например, распределительный и сбытовой. В противоположность этому подходу, в реструктуризированной мировой электроэнергетике существуют интегрированные энергокомпании, совершенно спокойно совмещающие два и более видов электроэнергетической деятельности. Очевидно, что для такой огромной и разнородной страны, каковой является Россия, просто необходимо упрощение и унификация принципов реструктуризации для достижения конечного результата в обозримом будущем. В настоящее время в сорока АО-энерго (включая Тулу) идет процесс разделения бизнеса на его отдельные виды – генерация, сетевой, сбытовой, сервисный и непрофильный. Каждая новая структурная единица должна полностью отвечать за свой бизнес, свое направление. Структурные изменения направлены на прозрачность всех видов бизнеса и снижение издержек.

Основные цели реформирования сегодняшних региональных монополистов - АО-энерго – это:

1) надежное и бесперебойное снабжение платежеспособных потребителей электрической и тепловой энергией (в этой цели появился новый акцент – энергоснабжение не всех подряд, а только платежеспособных потребителей, что подчеркивает наличие у энергоресурса определенной, не нулевой стоимости, его товарную сущность, необходимость платить за него, а не пользоваться им, как раньше, почти задаром и без ограничений; соответственно, все потребители подразделяются на две большие группы – платежеспособные и неплатежеспособные, для работы с которыми нужны в энергокомпании свои различные средства и методы);

2) обеспечение всем производителям и потребителям энергии равного, недискриминационного доступа к инфраструктуре рынка энергии (эта цель направлена на демократизацию рыночных отношений в электроэнергетике, против монополизации производителей и дискриминации потребителей, против недобросовестных, нечестных отношений и их возможной криминализации);

3) снижение издержек и повышение эффективности работы энергокомпаний (в условиях монополизма теряются стимулы к развитию, и реструктуризация должна их восстановить и повысить, обеспечив в условиях конкуренции реализацию принципа “меньшими затратами добиться большего результата” );

4) повышение инвестиционной привлекательности энергокоманий (в условиях монополизма, неразделенных тарифов, финансового “общего котла” деятельность энергокомпаний “непрозрачна” и с трудом поддается анализу для оценки перспектив инвестиций, их окупаемости и прибыли, что тормозит инвестирование и отталкивает инвесторов).

Рассмотрение и одобрение проектов реформирования А0-энерго правительственной комиссией производится индивидуально по каждому АО-энерго с учетом его специфики, в частности, с учетом наличия количества и типа генерирующих мощностей, теплоисточников и тепловых сетей, кредиторской и дебиторской задолженности АО-энерго с муниципальными и областными структурами и т.д. Одним из дискутируемых проблемных вопросов является вопрос о выделении из состава АО-энерго теплосетевых компаний отдельно от генерирующих. Многие акционеры считают эти виды бизнеса неотделимыми один от другого – иначе собственники теплосетей, например, муниципалитеты, смогут оказывать технологическое влияние на деятельность генерирующих компаний. Проблемным по теплосетям является и вопрос об обеспечении к ним недискриминационного доступа альтернативных поставщиков тепловой энергии, например, частных котельных.

Реструктуризация АО “Тулэнерго” и рынок электроэнергии

Тульская энергосистема первой среди других российских АО-энерго подготовила свой проект реорганизации по базовому варианту, представив его в РАО ЕЭС в мае 2002 г. В доработке проекта приняли участие специалисты энергосистем Орла, Калуги и Брянска. Однако реформирование энергокомпании затормозилось из-за конфликта с миноритарным (около 39% акций) акционером АО “Тулэнерго” группой МДМ, владельцем крупного агрохимического комбината “Азот” (200 МВт), производителя удобрений, для электроснабжения которого в свое время была построена на востоке области Новомосковская ГРЭС (281 МВт). Этот акционер в течение длительного времени не может определиться с тем, стоит ли ему покупать ГРЭС или строить новые генерирующие мощности для энергоснабжения своего комбината. В результате задерживается реформирование не только Тульской энергосистемы (1078 МВт), но и соседних Калужской (6 МВт), Брянской (52 МВт) и Орловской (342 МВт) областей, на базе которых по проекту планируется создать первую Приокскую территориальную генерирующую компанию (ОАО “ПТГК”) с присоединением к ней в перспективе и других регионов. В этом проекте было достигнуто полное взаимопонимание с властями регионов – были подписаны трехсторонние соглашения между администрацией областей, РАО ЕЭС и АО-энерго.

Первый этап реформирования АО “Тулэнерго” предполагает выделение сетевой, генерирующей (ПТГК), сбытовой и сервисной компаний, а второй – создание межрегиональной генерирующей компании путем присоединения генерирующих компаний соседних регионов к ПТГК. До реализации этих двух этапов была проведена внутренняя реструктуризация АО-энерго с выделением в ее составе, помимо пяти электростанций, департамента транспорта электроэнергии (ДТЭЭ) и предприятия сбыта электроэнергии ОП “Энергосбыт”, а в 2003г. решена задача обособления сервисных и непрофильных видов деятельности путем учреждения в АО-энерго дочерних обществ. В планах выведение из сетей ремонтного бизнеса и создание дочернего предприятия ОАО “Тулэнергосетьремонт”. Ремонты должны проводиться, по мнению энергетиков, только по текущему состоянию оборудования, а не по графику - зачем ремонтировать оборудование, состояние которого на данный момент удовлетворительное?

После решения всех спорных вопросов и утверждения проекта реформирования АО-энерго, оно должно трансформироваться в Приокскую территориальную генерирующую компанию, Тульскую энергетическую управляющую компанию (должна работать в переходной период, а затем исчезнуть), Тульскую магистральную сетевую компанию, сбытовую компанию и собственно АО “Тулэнерго” – территориальную распределительную сетевую компанию (ПЭС и РЭС остаются в этой компании, хотя некоторые функции ПЭС уходят на уровень области). Новомосковская ГРЭС скорее всего уйдет в собственность миноритарного акционера.

В существующей структуре АО-энерго значительную роль играет ДТЭЭ, в который входят, помимо начальника департамента, служба транспорта электроэнергии (23 человека), отдел АСКУЭ (16 человек) и отдел счетчиков (15 человек). Эта служба решает задачи коммерческого и технического учета на оптовом и розничном рынках электроэнергии, расчета балансов по всем объектам учета и определения технологических потерь электроэнергии . Все средства учета находятся на балансе ДТЭЭ. Департамент занимается только средствами учета, а все финансовые расчеты по показаниям этих средств выполняет ОП “Энергосбыт”, которому департамент предоставляет все необходимые данные учета. Средства учета неспроста оставили именно в сетях, а не сбыте (в некоторых энергосистемах их оставили в сбыте и, как оказалось, ошиблись). Это связано с тем, что учет нельзя разрывать (измерительные трансформаторы у одного собственника, а счетчики у другого) и, кроме того, в обозримом будущем сбытовых организаций может возникнуть множество, а учет должен быть один.

Руководители АО-энерго считают, что реструктуризацию следовало бы начинать с управления, а не с раздела собственности (в Великобритании отрасль сперва реформировали, а только затем приватизировали). Раздав же сначала акции, затем приходится договариваться уже с собственниками, что значительно сложнее, чем проводить реорганизацию в рамках единой структуры. На сегодняшний день из АО-энерго реально отделены только сети 220 кВ и выше, отошедшие к ФСК, и региональное диспетчерское управление (РДУ), ставшее Тульским филиалом Системного оператора (СО) оптового рынка электроэнергии.

При реструктуризации АО-энерго наиболее острые проблемы связаны: 1) с наличием перекрестного субсидирования, которое является следствием популизма властей и ухудшает финансовое состояние энергосистемы, 2) с избытком генерирующих мощностей, при котором неэффективные производители могут жить лучше эффективных (вопрос о закрытии первых носит социальный характер), 3) с наличием непрофильных видов бизнеса типа, например, ремонтных служб, лагерей и баз отдыха, столовых и детских садов, которые надо вывести за рамки энергосистем (“надо бы продать, да некому” – в АО “Тулэнерго” их вывели на отдельный баланс в виде дочерних предприятий, поделив тем самым ответственность; следует заметить, что, вообще говоря, непрофильный бизнес может быть не только убыточным, но и прибыльным). Ряд вопросов при реформировании энергосистемы связан с отсутствием полной и непротиворечивой нормативно-правовой базы для реформы.

В процессе реструктуризации важное место занимает тарифная политика государства. Реструктуризация на уровне АО-энерго осложняется отсутствием инвестиционной составляющей в тарифах. Незначительное обновление основных фондов становится возможным только за счет амортизационных отчислений. Рентабельность жестко ограничивается сверху решениями Федеральной и Региональной энергетических комиссий (соответственно ФЭК и РЭК) на уровне нескольких процентов, что делает проблематичным привлечением на таких условиях крупных частных инвестиций в АО-энерго. На уровне АО-энерго существенное значение имеет разделение тарифов по уровню напряжения, тем более, что тариф на транспорт электроэнергии легче делать, имея тарифы по напряжениям. В АО “Тулэнерго” сейчас средний тариф на электроэнергию в сетях 0,4 кВ равен 1,4 руб/кВт.ч, в сетях среднего напряжения (1-35 кВ) – 1,16 руб/кВт.ч, а в сетях высокого напряжения (110 кВ) – 1,14 руб/кВт.ч.

С 1999 г. АО-энерго проводит покупку электроэнергии на Федеральном оптовом рынке электроэнергии и мощности (ФОРЭМ). За истекшие годы процент покупки электроэнергии относительно общего электропотребления Тульской области менялся от 30 до 55%, или с 300 МВт мощности до 700 МВт. Процесс торговли заключается в подаче ежесуточно заявки на поставку электроэнергии на следующие сутки в 86 узлов Тульской энергосистемы согласно планируемому почасовому суточному графику. При этом возникает проблема отклонений заявки от факта поставки. Ранее на оптовом рынке допускалось отклонение в покупке относительно заявки в 5%, и, в случае превышения этого отклонения, следовали штрафные санкции, вплоть до исключения АО-энерго из участников рынка. При превышении покупки над заявкой санкции были более жесткими, чем в случае недобора заявки. С 2004 г. допустимое отклонение увеличили до 10%, что существенно облегчило работу на рынке.

Для АО-энерго вести торговлю по 86 узлам очень трудно (для каждого узла, в зависимости от его географического положения, производится соответствующая коррекция средней цены покупки электроэнергии), и теперь стоит задача снизить количество узлов до 10. Для службы сбыта ежесуточное формирование заявок (графика потребления) и отслеживание заявок через Интернет по авторизованному доступу к базе данных коммерческого оператора учета оптового рынка, превратилось в работу "без сна и отдыха" и без выходных. Это связано в первую очередь с отсутствием, несмотря на действующую АСКУЭ, многих данных коммерческого учета (часть из них продолжают собирать через ОИК), а также программного обеспечения, позволяющего выполнять необходимые оптимизационные расчеты на рабочем месте сбытовика (расчеты графиков, рисков, затрат и прибыли). Следует заметить, что в силу равномерного графика Тульской энергосистемы, работа по планированию заявок при этом значительно облегчена.

Электроэнергия, купленная на оптовом рынке энергосистемой по часовому графику, затем продается ею на розничном рынке потребителям. Если ее продавать потребителям также по часовому графику, да еще с наценкой, то потребитель захочет уйти самостоятельно на оптовый рынок, чтобы самому, минуя АО-энерго, покупать более дешевую электроэнергию. Это ставит перед сбытом непростые задачи гармонизации своих отношений с потребителями, поиска методов и путей сохранения потребителя как своего клиента и партнера. Приходится продавать потребителю электроэнергию не по суточному графику, а по месячному, и изыскивать возможности для компенсации такой временной конвертации электроэнергии.

АСКУЭ АО “Тулэнерго”

Создание АСКУЭ в Тульской энергосистеме началось в 1991-1993гг. с оснащением индукционных счетчиков телеметрическими датчиками импульсов и подключением их к специализированным системам учета типа ЦТ-5000 с импульсным сбором данных учета от счетчиков (каждая такая система позволяла подключать до 64 счетчиков-датчиков). В первую очередь системами оснащались электростанции и крупные подстанции. К 1995 году на 11 объектах (6 электростанциях и 5 подстанциях) было установлено 16 систем ЦТ-5000, собиравших данные учета в общей сложности с 300 счетчиков. Все системы работали на объектах локально, дистанционная передача данных на верхний уровень АСКУЭ отсутствовала.

В 1994-1995гг. была сформулирована концепция АСКУЭ и произведена закупка 500 шт. электронных счетчиков с импульсными выходами концерна “Энергомера”. Уже тогда Тульская энергосистема стала одним из лидеров в области создания АСКУЭ, соревнуясь в этом отношении с Московской и Рязанской энергосистемами. В 1996 г. в энергосистеме была создана группа АСКУЭ и получена на ЭВМ дистанционно первая информация с удаленных систем учета по выделенным (100 бод) и коммутируемым (450 бод) каналам (для сравнения, подобные работы в Гродненской энергосистеме Беларуси были проведены еще в 1986 г. на базе систем ИИСЭ3-64). Установленная в тот период техника учета не отличалась надежностью (в частности, сбои давали фотодатчики в индукционных счетчиках, особенно в помещениях с люминесцентными лампами), постоянно “зависали” ЦТ-5000 и поэтому 95% времени группа АСКУЭ тратила на устранение неполадок в оборудовании.

В 1996 г. было принято решение о замене техники на более надежную, для чего выбрали сетевой индустриальный контроллер СИКОН-С1 владимирской фирмы “Системы и технологии”. Такой выбор оказался удачным, и владимирская фирма на долгие годы стала постоянным партнером Тульской энергосистемы в области АСКУЭ-технологии. В 1997-1998 гг. в рамках АСКУЭ была произведена полная замена систем ЦТ-5000 и парка индукционных счетчиков электронными с импульсными выходами. В 1998 г. перед группой АСКУЭ была поставлена задача подготовки системы для коммерческого учета по зонным тарифам и выхода на ФОРЭМ. С этой целью была сдана в опытную эксплуатацию первая очередь системы “Пирамида”, построенной на средствах сбора и программном обеспечении владимирской фирмы и охватывавшая учетом 16 переточных подстанций энергосистемы. Уже в 4-ом квартале 1998 г. покупка электроэнергии по зонным тарифам принесла энергосистеме прибыль в 10 млн. руб., что полностью окупило все затраты на внедрение первой очереди “Пирамиды”. За 1999 г. экономия средств с помощью АСКУЭ составила 140 млн. руб.

За истекшие 6 лет было произведено шесть модернизаций АСКУЭ АО “Тулэнерго”, позволивших вначале получить баланс электроэнергии по периметру АО-энерго, затем баланс совместно с выработкой электроэнергии собственными электростанциями, баланс межсистемных перетоков по четырем ПЭСам энергосистемы, полезный отпуск электроэнергии крупным потребителям и оптовым перепродавцам (городским электросетям). Первые пять модернизаций закрыли учетом энергопотребление по области на 80%. В 2003 году, во время последней модернизации, была поставлена задача выхода с АСКУЭ на конкурентный рынок и биржевые торги, проводимые некоммерческим партнерством "Администратор торговой системы" (НП "АТС"), для чего потребовалось дооснастить учетом 33 подстанции (часть из них ранее была оснащена АСКУЭ только на 50%, а другие - отпаячные подстанции – вообще были вне учета).

Сегодня предстоит провести очередную, седьмую модернизацию АСКУЭ, обусловленную новыми требованиями НП “АТС”, в соответствии с которыми для коммерческого учета на конкурентном оптовом рынке необходимо использовать только электронные счетчики с цифровыми интерфейсами и обеспечить сбор данных учета в получасовом интервале (ранее такой сбор осуществлялся в суточном интервале). Пока же вся АСКУЭ АО “Тулэнерго”, включающая в общей сложности более ста тридцати объектов (электростанций, подстанций, потребителей) и 2,5 тыс. счетчиков, построена на принципах импульсного сбора данных учета (заметим, что на этих же принципах работают сегодня АСКУЭ почти всех российских энергосистем). Предстоит массово менять электронные счетчики и контроллеры на средства учета с цифровыми интерфейсами. Планируется замена СИКОН-С1 на СИКОН-С10 и СИКОН-С50, имеющих развитые цифровые интерфейсы и способные работать по ним с различными типами электронных счетчиков, как российских, так и зарубежных.

АСКУЭ АО “Тулэнерго” использует для дистанционного сбора данных с объектов учета различные каналы связи: 100-бодовые каналы ВЧ-связи, физические линии, выделенные и коммутируемые телефонные каналы, радиоканалы аналоговой сотовой связи NMT-450 (оператор СОТЕЛ) и радиоканалы цифровой сотовой связи GSM-900 (оператор МТС). Технология GPRS (пакетная цифровая передача данных) в области пока отсутствует. Проблема создания каналов связи для АСКУЭ стояла и стоит остро до сегодняшнего дня, так как многие объекты учета не имеют с собой никакой связи. Подсчитано, что создание 300-бодового канала ВЧ-связи по ЛЭП 110 или 35 кВ обходится в 1,5 млн. руб. Значительно дешевле выглядит сотовая связь (основные затраты идут на антенно-фидерное хозяйство) – 300 тыс. руб. на линию. Абонентская месячная плата АО-энерго за сбор данных с 70 объектов в сети СОТЕЛ составляет 32 тыс. руб., а с 30 объектов сети МТС – 3500 руб.

Синхронизация времени в АСКУЭ обеспечивается по каналам связи через маршрутизатор ИКМ владимирской фирмы “”Системы и технологии", к которому подключаются часы точного времени ИВЧ1 (производство г. Зеленоград, Московская область). При скорости 9600 бод передачи сигнала точного времени по сети рассинхронизация достигает доли секунды, а при 100 бод – 2-3 секунды. Максимальная разбежка во времени между элементами АСКУЭ наблюдалась в 5-7 сек за год. Сбор данных осуществляется в ночное время (собираются суточные получасовые графики за предыдущие сутки) и в часы максимума нагрузки энергосистемы. Сбор производится одновременно со всех объектов АСКУЭ в базу данных InterBase сервера отдела АСКУЭ АО-энерго. Рассматривается возможность установки СУБД ORACLE, так как на старой базе замечается замедление обработки с ростом количества точек учета. Пользователями информации АСКУЭ АО “Тулэнерго” являются департамент транспорта электроэнергии, энергосбыт и ПЭСы (в каждом предприятии свой диспетчер ведет режимы подстанций 110 кВ и ниже) АО-энерго, сторонние потребители (на возмездной договорной основе) и РДУ - филиал системного оператора оптового рынка электроэнергии по Тульской области (выделился из ОДУ в 2002 г.). Последнему ежесуточно передается по отдельному каналу связи, по каждому из 86 узлов коммерческого учета, порядка 750 цифр данных учета.

При создании АСКУЭ крупных промышленных потребителей в до рыночные времена АО-энерго входило в долю с предприятием по затратам на АСКУЭ. При этом предприятия, сделав АСКУЭ, получали возможность экономии на заявленной мощности до 20-25% от ее величины (за счет снижения резерва до 1% и менее). Созданные АСКУЭ сразу переводили отношения между потребителем и энергосистемой на новый уровень – уровень добросовестных, без обмана отношений. Для стимулирования процесса создания АСКУЭ энергосбыт использовал жесткий контроль за перебором заявленной мощности, “ловил” предприятие на переборах, взимал штрафы и тем самым “агитировал” за АСКУЭ. С появлением возможности выхода крупных предприятий на оптовый рынок электроэнергии, создание АСКУЭ стало полностью проблемой самого предприятия, которое за свои средства должно было обеспечить канал связи и прием данных учета в энергосистеме. Взамен предприятие получало возможность закупать электроэнергию на рынке по выгодным ценам. Требования к АСКУЭ потребителя формируются, с одной стороны, АО-энерго, а, с другой стороны, системным оператором оптового рынка (это прежде всего требования передачи получасовых или часовых мощностей).

В 2002г. АО-энерго отказалось от дальнейшего развития собственных каналов по ВЧ-связи в пользу сотовых каналов, которые обеспечивали устойчивую связь на скорости 4800 бод (на скорости 9600 бод связь была менее устойчивой). Были рассмотрены возможности использования спутниковой связи, которая требует затрат на один терминал от 1,5 до 5 тыс. долларов и платы на уровне 0,2 доллара за минуту передачи данных. Выяснилось, что спутниковая связь экономически оправдывает себя на расстояниях более 1000 км, а на менее дальних слишком дорога. Наиболее перспективными направлениями в развитии связи оказалось наращивание сотовой связи у оператора МТС и организация собственной сети сотовой связи с передачей данных в сотах со скоростью 28800 бод и 2-10 Мбит/с между сотами, используя для этого оптоволоконные каналы связи или широкополосную радиосвязь в диапазоне 2,4 ГГц и выше (с увеличением частоты уменьшается расстояние и растет количество базовых станций). Во всех точках сети должен быть обеспечен единый стык Ethernet. Собственная сотовая связь потребует установки 20 базовых станций с радиусом связи, в зависимости от рельефа местности, до 30 км (на первом этапе для покрытия наиболее плотных зон абонентов будет достаточно 10 станций). Сеть связи предполагается использовать не только для передачи данных АСКУЭ, но и для передачи голоса (IP-телефония), телемеханики и цифровых данных корпоративных локальных сетей. В АО-энерго объявлен тендер на такую комбинированную сеть (проект, работы и оборудование), на который поступили от нескольких фирм предложения в диапазоне стоимости от 56 до 900 млн. руб.

Закупка оборудования на АСКУЭ в АО-энерго производится, как правило, на внеконкурсной основе, так как это оборудование должно удовлетворять требованиям уже работающей АСКУЭ, обеспечивая полную совместимость с действующим оборудованием по интерфейсам и протоколам обмена. Особенно строго АО-энерго подходит к отбору счетчиков. Анализ и испытания счетчиков ряда изготовителей показал, что одним из лучших по отношению функция/цена оказался счетчик СЭТ-4ТМ.02 ФГУП "Нижегородский завод им. М.В.Фрунзе" (вслед за ним идет счетчик Меркурий 230 московской фирмы Инкотекс, хотя к нему есть претензии по конструктиву). Счетчики АББ ВЭИ Метроника не рассматривались из-за дороговизны, закрытости и неудобств протокола (ранее в АО “Рязаньэнерго” их сняли с межсистемных перетоков). По мнению специалистов АО-энерго, многотарифные счетчики в АСКУЭ оптового рынка не нужны, так как основной коммерческой информацией является получасовой (или часовой) суточный график нагрузки в точке учета.

В Тульской области находятся более 360 тыс. бытовых потребителей. Для них действует программа замены индукционных счетчиков электронными за период в 10 лет с расходованием на эти цели ежегодно 25 млн. рублей. За последние 2,5 года осуществлена замена более 20% счетчиков. Такая замена позволяет повысить точность учета, особенно при низких нагрузках потребителей, а, главное, усилить борьбу с хищениями энергии. В отдельных случаях при замене счетчиков наблюдалось повышение платы за электроэнергию в 10 и более раз, что свидетельствует о том, что по индукционным счетчикам шло хищение электроэнергии, а к новым электронным счетчика “умельцы” пока еще не нашли “ключик”. Создание АСКУЭ-быт, по мнению энергетиков, пока нецелесообразно из-за большого срока окупаемости – более 20 лет (следует учитывать то, что население области потребляет менее 5% электроэнергии и платит за нее ниже себестоимости из-за перекрестного субсидирования).

Справка

Тульская энергосистема

Тульская энергосистема “родилась” в 1959 году, выделившись из Московской энергосистемы и став самостоятельной структурной единицей в ЕЭС СССР. Ныне АО “Тулэнерго” обеспечивает энергоснабжение 1,9 млн. человек Тульской области на территории 26 тыс. кв. км и содержит в своем составе пять электростанций суммарной установленной мощности 1078 МВт: две ГРЭС (Щекинскую на 420 МВт и Новомосковскую на 281 МВт) и три ТЭЦ (Ефремовскую на 170 МВт, Алексинскую на 102 МВт и Первомайскую на 105 МВт). В составе энергосистемы находятся четыре предприятия электрических сетей (ПЭС) и 26 района электрических сетей (РЭС) с общим объемом оборудования в 110 тыс. условных единиц. Тепловые сети отсутствуют (отпуск тепла потребителям осуществляется непосредственно с тепловых коллекторов ТЭЦ).

Тульская энергосистема находится в центре ОЭС России в окружении пяти других энергосистем-соседей: на севере Московской (14817 МВт, пл. 48 тыс. кв. км, население 15,4 млн. чел.), на западе Калужской (6 МВт, пл. 30 тыс. кв. км, население 1,1 млн. чел.), на юго-западе Орловской (342 МВт, пл. 25 тыс. кв. км, население 0,9 млн. чел.), на юго-востоке Липецкой (553,5 МВт. Пл. 24 тыс. кв. км, население 1,2 млн. чел.) и на востоке Рязанской (2820 МВт, пл. 40 тыс. кв. км, население 1,3 млн. чел.). Ранее в Тульскую энергосистему входила Черепетская ГРЭС (1425 МВт), размещенная на территории области, но с 1991 года она отошла на федеральный уровень.

Тульская энергосистема ежегодно поставляет в область более 7 млрд. кВт.ч электроэнергии, из которых полезный отпуск для 368,6 тыс. потребителей составил по данным за 2003г. 6,65 млрд. кВт.ч на сумму 6,6 млрд. руб. (в среднем цена 1 кВт.ч составляет для потребителей 1 рубль, или 3,5 цента). В 1-ом квартале 2004г. 51% электроэнергии поступил в энергосистему с оптового рынка, 41% - от собственных электростанций (удельный расход топлива на производство электроэнергии составляет в среднем 382 г/кВт.ч и на производство тепла 144 кг/Гкал) и 8% - от блок-станций. Промышленность потребляет около 50% (в рублях 58,7%), оптовые потребители-перепродавцы (ОПП) – 26,6% (в рублях 18,2%), бюджетные потребители – 7% (в рублях 8,2%), ЖКХ – 5,2% (в рублях 6,1%), население 4,4% (в рублях 2,4%), сельское хозяйство – 4,2% (в рублях 3,1%). Отсюда очевидно существование перекрестного субсидирования между промышленными потребителями, с одной стороны, и населением и сельским хозяйством, с другой. Поэтому крупные потребители, стараясь сбросить груз перекрестного субсидирования, уходят на ФОРЭМ. РАО ЕЭС разработало концепцию, согласно которой бремя перекрестного субсидирования, пока оно существует, будут нести все потребители, независимо от того, вышли они на ФОРЭМ или нет. Дебиторская задолженность потребителей за 1 квартал 2004г. выросла на 519 млн. руб. и составила 1,1 млрд. руб. Оплата энергии в 1 квартале 2004г. составила 82% (основные неплатежи со стороны предприятий ЖКХ - их долг составил 547 млрд. руб).

Основными потребителями в области являются предприятия с непрерывным технологическим циклом (химические, металлургические), к которым, в частности, относятся самые крупные промышленные потребители области – Новомосковский “Азот” (200 МВт), Щекинский “Азот” (120 МВт) и Ефремовский завод синтетического каучука (35 МВт). Потребители этого типа на 80% определяют вид графика нагрузки энергосистемы, который близок к равномерному,: при пике в 1450 МВт, причем, утренние и вечерние пики, а также дневной провал практически совпадают , ночной провал не ниже 1200 МВт (коэффициент неравномерности нагрузки 82%). В силу равномерности графика нагрузки перед энергосистемой не стоит остро вопрос о регулировании нагрузки посредством многоставочных тарифов. Для промышленности действуют одноставочные и двухставочные тарифы, а для населения – только одноставочные (в других соседних энергосистемах меню тарифов более разнообразно).

Уставной капитал ОАО “Тулэнерго” составляет 1 млрд. 566 млн. руб. и состоит только из обыкновенных акций номиналом 1 рубль. РАЭ ЕЭС принадлежит 49% акций предприятия. Акции в 4 раза дешевле стоимости основных фондов, которые оцениваются в 6 млрд.рублей. Планами капитального строительства и техперевооружения на 2004 год предусмотрено освоение капитальных вложений в объеме 409 млн. руб. Около 70% закупок для их выполнения предполагается провести через конкурсы как наиболее эффективный способ оптимизации затрат.

Справка о публикации

Статья опубликована в журналах

Энергетика и ТЭК, №10,2004 (Беларусь)

Новости электротехники, № 4,2004 (Россия)

Приложение

УСПД СИКОН-10 и электронный 3-фазный электросчетчик СЭТ-4ТМ.02 (фото автора)

Рисунок35Закр_СЭТ4ТМ


Предлагаем вашему вниманию журналы, издающиеся в издательстве «Академия Естествознания»
(Высокий импакт-фактор РИНЦ, тематика журналов охватывает все научные направления)

«Фундаментальные исследования» список ВАК ИФ РИНЦ = 1.252