Методические основы расчета уровней надежности и качества услуг сетевых организаций

 

Авторы

Эдельман Валерий, Исполнительный директор ОАО «Экономтехэнерго», д. э. н., профессор

Фраер Илья, Главный научный сотрудник ОАО «Экономтехэнерго», к. т. н., с. н. с.

 
    Предстоящее масштабное внедрение системы формирования тарифов на передачу электроэнергии по электрическим сетям на основе метода доходности инвестированного капитала (RAB) предусматривает, в соответствии с [1—4], в качестве стимулирующей меры ежегодную корректировку цен (тарифов), принятых на долгосрочный период регулирования, с учетом ряда показателей функционирования сетевой организации, в том числе отклонения уровней надежности и качества ее услуг от установленных значений.
    Таким образом, эти показатели из разряда справочных переходят в группу параметров, непосредственно влияющих на выручку сетевых организаций, а следовательно, и на эффективность их бизнеса. Одновременно они становятся инструментом управления, позволяющим ориентировать персонал на достижение важнейших для сетевого бизнеса результатов.
    В целях практического решения этого вопроса Постановление Правительства РФ № 459 [1] предлагает разработать и ввести в действие общие методические указания по расчету уровней надежности и качества реализуемых товаров (услуг), а Распоряжение Правительства № 30-р [4] — конкретные методические указания по расчету уровней надежности и качества услуг, предоставляемых территориальными сетевыми организациями.
    Поскольку в методологии RAB важнейшая роль отводится надежности и качеству обслуживания потребителей, на первое место выдвигается задача формирования таких показателей, с помощью которых можно адекватно оценить эффективность работы сетевого предприятия в данном аспекте. Рассмотрим возможный способ их формирования.
    Показатели уровня надежности услуг, оказываемых сетевыми организациями
    Прекращение поставок электрической энергии потребителям услуг сетевой организации характеризуется в основном такими показателями, как: частота и продолжительность перерывов электроснабжения, степень их внезапности, степень причастности сетевой организации к данным событиям, количество пострадавших потребителей, величина отключенной нагрузки и объем недополученной электроэнергии. Очевидно, что возрастание значения любого из них свидетельствует о снижении надежности предоставления услуг по передаче электроэнергии.
    Хотя каждый из указанных факторов одинаково негативно влияет на итоговую эффективность работы сетевой организации, характер этого влияния, по сути, является разноплановым, поэтому и результирующее воздействие данных факторов не может быть установлено простым суммированием. Вместе с тем для однозначной оценки уровня надежности электроснабжения и, соответственно, эффективности функционирования сетевой организации при ежегодной индексации тарифов на ее услуги по передаче электроэнергии желательно иметь минимально необходимое и достаточное число показателей, количественно определяющих такую эффективность. А это, в свою очередь, требует максимальной интеграции основных показателей надежности.
    За рубежом существует множество индексов, отражающих уровень надежности сети, но предпочтение отдается трем из них — SAIFI, SAIDI и CAIDI (стандарт 1366 Института электрической и электронной инженерии США — IEEE). С их помощью оцениваются средние значения частоты и продолжительности прекращений поставки электрической энергии в системе в расчете на одного обслуживаемого потребителя в год (SAIFI, SAIDI) и средней продолжительности одного прекращения поставки электрической энергии потребителю (CAIDI).
    Использование данной системы индексов для решения сформулированной выше задачи представляется не вполне приемлемым, поскольку она имеет ряд особенностей:
  • взаимно независимыми из названных индексов являются лишь два из них, поскольку по логике их формирования третий может быть выведен из уравнения:
    SAIDI = CAIDI ? SAIFI,
    где средняя продолжительность перерыва электроснабжения потребителя за некоторый установленный период (SAIDI) равна произведению средней продолжительности одного перерыва электроснабжения (CAIDI) на среднее количество перерывов электроснабжения этого потребителя за тот же период (SAIFI);
  • при расчете оценочных индексов не учитывается целый ряд весьма значимых факторов, а именно:
    • требуемый потребителю уровень (категория) надежности электроснабжения;
    • величина заявленной или средней за период потребляемой мощности;
    • величина отключаемой мощности;
    • вид прекращения поставки электрической энергии (степень внезапности);
    • роль сетевой организации в прекращении поставки электроэнергии и др.
    Таким образом, для минимизации числа показателей в определении уровня надежности услуг сетевой организации путем их интеграции целесообразнее использовать один индекс — SAIDI — и при этом учитывать ряд дополнительных уточняющих факторов (в том числе из представленных выше). Вместе с тем попытка ввести в расчет все или большинство таких факторов не только не повысит точность оценки, но в ряде случаев сделает ее невозможной из-за необходимости сбора и обработки огромного объема труднодоступной информации. Уточняющие факторы следует отбирать по строгим критериям, основными из которых являются:
  • независимость факторов друг от друга;
  • существенность влияния характеристики фактора на тяжесть последствий перерыва в поставке электроэнергии для потребителя услуг сетевой организации;
  • простота фиксации характеристики фактора.
    Наиболее адекватной оценка уровня надежности услуг сетевой организации окажется при учете тяжести последствий для потребителей перерывов в электроснабжении. Естественно, прекращение поставки электроэнергии одной продолжительности у разных потребителей услуг вызывает различную тяжесть имущественных либо социальных последствий и, соответственно, различный ущерб. Поэтому именно ущерб вполне обоснованно можно считать критерием надежности предоставления услуг сетевой организацией. Стoит признать, что установить конкретную величину ущерба весьма сложно. Однако есть ряд объективных факторов, от характеристик которых в отношении конкретного потребителя зависит уровень ущерба, причиненного ему в связи с перерывом в оказании услуг. Такими факторами являются:
  • категория надежности электроснабжения потребителя услуг в точке присоединения к электрической сети;
  • средняя за расчетный период потребляемая мощность данного энергопринимающего устройства;
  • вид прекращения поставки электроэнергии (внезапно по вине сетевой организации; внезапно по причине извне; с предварительным уведомлением от сетевой организации).
    На основании изложенных выше позиций может быть представлена методология определения уровня надежности услуг сетевых организаций с учетом количества и продолжительности прекращений либо ограничений подачи электроэнергии потребителям в точках присоединения их энергопринимающих устройств к электрической сети в результате отключений в этой сети, превышающих по длительности время, необходимое для завершения успешной работы средств релейной защиты и автоматики в точках присоединения, а также установившихся на указанный период времени отклонений напряжения на выводах приемников электроэнергии сверх предельно допустимого значения, составляющего ±10% от номинального напряжения электрической сети.
    При этом под продолжительностью прекращения подачи электрической энергии потребителю услуг в точке присоединения понимается интервал с момента прерывания электроснабжения в этой точке до его полного восстановления. Здесь следует пояснить, что речь идет именно о восстановлении поставки электроэнергии, возможно, даже по временной схеме, а не об устранении причины перерыва электроснабжения.
    Все прекращения подачи электрической энергии потребителю услуг в точке присоединения следует рассматривать как перерывы электроснабжения. Исключением являются нарушения, возникшие из-за технологических сбоев, отключений или переключений в сетях смежных организаций, занимающихся производством и (или) передачей электрической энергии (мощности), в сетях потребителей услуг, а также по инициативе Системного оператора и (или) при проведении работ в пределах охранных зон объектов электросетевого хозяйства по согласованным с сетевой организацией заявкам и в предусмотренном [5] порядке, равно как и в связи с обстоятельствами непреодолимой силы либо из-за сверхрасчетных природно-климатических нагрузок (условий).
    Уровень надежности услуг, предоставляемых сетевой организацией, предлагается оценивать приведенным коэффициентом (Н), учитывающим не только частоту и длительность отключений потребителей от сети, но и тяжесть последствий, по формуле:
    Н = 1 – Тпр / Трасч, (1)
    где Тпр — средняя приведенная суммарная продолжительность перерывов электроснабжения потребителя услуг в точке присоединения за расчетный период (ч); Трасч — количество часов в расчетном периоде регулирования (ч).
    Значение Тпр на каждый расчетный период регулирования определяется на основе значений приведенных показателей суммарной продолжительности перерывов электроснабжения, дифференцированных по тяжести последствий для потребителей услуг в зависимости от конкретных параметров энергопринимающих устройств и вида прекращения подачи электрической энергии:
    (2)
    где N — число точек присоединения потребителей к электрической сети (шт.); tiпр  — приведенное значение суммарной продолжительности перерывов электроснабжения потребителя услуг в i-й точке присоединения за расчетный период регулирования (ч).
    Дифференциация тяжести последствий перерывов электроснабжения потребителей услуг в i-й точке присоединения осуществляется посредством коэффициентов значимости для каждой характеристики указанных выше факторов:
  • категории надежности электроснабжения потребителя услуг (Кнi);
  • средней мощности потребления за расчетный период (Крi);
  • вида j-го прекращения подачи электрической энергии потребителю услуг (Квij).
    Дифференциация тяжести последствий перерывов электроснабжения по каждому фактору производится путем введения соответствующих коэффициентов, варьируемых по величине, в зависимости от влияния характеристики фактора на тяжесть последствий перерывов для потребителей услуг (от 0 до 1). Примерные значения этих коэффициентов представлены в таблице 1.
    С учетом указанных коэффициентов приведенное значение суммарной продолжительности перерывов электроснабжения для потребителя услуг в i-й точке присоединения (tiпр) определяется по формуле:
    (3)
    где tij — продолжительность j-го перерыва электроснабжения потребителей в i-й точке присоединения (ч); Пi — количество перерывов электроснабжения в i-й точке присоединения в расчетный период регулирования; Кнi и Крi — коэффициенты значимости характеристик факторов «категория надежности электроснабжения потребителя» и «средняя потребляемая мощность в i-й точке присоединения» (отн. ед.); Квij — коэффициент значимости характеристики фактора «вид прекращения подачи электроэнергии потребителю в i-й точке присоединения при j-м перерыве электроснабжения» (отн. ед.).
    Определение значений tij всех перерывов электроснабжения потребителей осуществляется на основании исходной текущей информации, вносимой в специальный журнал учета в хронологическом порядке с фиксацией каждого перерыва в поставке энергии сетевой организацией (кроме исключенных случаев) в каждой точке присоединения энергопринимающих устройств (табл. 2).
    Значение показателя надежности услуг сетевой организации (Кнад), используемое при регулировании тарифов, рассчитывается по формуле:
    Кнад = Н / Нпл, (4)
    где Нпл — плановый коэффициент уровня надежности услуг сетевой организации, определяемый регулирующим органом на каждый расчетный период регулирования в пределах долгосрочного периода регулирования (впервые — не менее 3 лет, далее — не менее 5 лет).
    Представляется целесообразным для первого расчетного периода регулирования устанавливать Нпл в размере фактического значения приведенного коэффициента уровня надежности услуг сетевой организации за расчетный период регулирования, предшествующий долгосрочному периоду регулирования, с повышающим коэффициентом 1,03. Плановое значение приведенного коэффициента на каждый последующий расчетный период регулирования также возрастает на 3% относительно значения этого коэффициента в предыдущем расчетном периоде, если в предыдущем расчетном периоде регулирования отсутствовали расходы на поддержание (повышение) уровня надежности оказываемых услуг, в том числе связанные с выполнением инвестиционной программы. При наличии таких затрат коэффициент возрастает, например, до величины 1,06. Форма для расчета значений планового показателя надежности услуг представлена в таблице 3.
    Показатели качества обслуживания потребителей
    Качество обслуживания потребителей характеризуется соответствующим комплексным показателем, формируемым на основе ряда индикаторов, отражающих:
    а) полноту, актуальность, достоверность и доступность для потребителей информации об объеме, порядке предоставления и стоимости услуг сетевой организации (индикатор информативности);
    б) степень выполнения сетевой организацией в установленные сроки всех обязательств по отношению к потребителям услуг в соответствии с нормативно-правовыми актами и договорами (индикатор исполнительности);
    в) наличие эффективной обратной связи, что позволяет в оговоренные нормативно-правовыми актами и договорами сроки рассматривать и принимать решения по обращениям потребителей услуг (индикатор результативности обратной связи).
    Комплексный фактический показатель качества обслуживания потребителей сетевой организацией (К) определяется в баллах согласно формуле:
    К = А???Ин?+?Б???Ис?+?В???Рс, (5)
    где Ин, Ис, Рс — значения индикаторов информативности, исполнительности и результативности обратной связи; А, Б, В — весовые доли данных индикаторов качества, которым по их относительной важности могут быть присвоены, например, следующие значения: А = 0,2; Б = 0,5; В = 0,3.
    Величина каждого из трех указанных индикаторов качества обслуживания потребителей оценивается количеством баллов по соответствующей группе характеризующих его параметров.
    Параметры индикатора информативности (1-я группа):
  • возможность личного приема потребителей уполномоченными должностными лицами сетевой организации;
  • возможность использования телефонной связи для обращений потребителей к уполномоченным должностными лицам сетевой организации;
  • наличие в Интернете сайта сетевой организации и возможности обмена информацией с потребителями по электронной почте;
  • наличие печатного периодического издания для потребителей;
  • простота и доступность схемы обжалования потребителями действий должностных лиц сетевой организации;
  • степень полноты, актуальности и достоверности предоставляемой потребителям информации о деятельности сетевой организации.
    Параметры индикатора исполнительности (2-я группа):
  • соблюдение положений нормативно-правовых актов и договорных обязательств при оказании услуг по технологическому присоединению энергопринимающих устройств потребителей к объектам электросетевого хозяйства сетевой организации;
  • соблюдение сроков и процедур взаимодействия с потребителями;
  • отсутствие (наличие) нарушений антимонопольного законодательства Российской Федерации;
  • отсутствие (наличие) нарушений законодательства Российской Федерации по ценовому регулированию в отношении естественных монополий;
  • соблюдение требований нормативно-правовых актов Российской Федерации по поддержанию качества электрической энергии;
  • взаимодействие с потребителями при выводе оборудования в ремонт и (или) из эксплуатации;
  • соблюдение требований нормативно-правовых актов по защите персональных данных потребителей.
    Параметры индикатора результативности обратной связи (3-я группа):
  • наличие в сетевой организации структурного подразделения, уполномоченного к рассмотрению, обработке и принятию мер по обращениям потребителей;
  • степень удовлетворения обращений потребителей;
  • оперативность реагирования на обращения потребителей;
  • индивидуальность подхода к потребителям льготных категорий;
  • оперативность возмещения убытков потребителям при неисполнении сетевой организацией обязательств, предусмотренных нормативно-правовыми актами и договорами.
    Расчет величины каждого из индикаторов сводится в форму, приведенную в сокращенном виде в таблице 4 для индикатора информативности.
    Фактические значения всех показателей, характеризующих параметры качества, и параметров, от которых зависит величина индикаторов качества, за отчетный расчетный период регулирования, а также их плановые значения, установленные регулирующим органом на этот период регулирования, указываются в абсолютных единицах соответственно в графах 2 и 3 идентичных таблиц.
    Плановые значения показателей и определяемых ими параметров качества обслуживания потребителей декларируются регулирующим органом на каждый расчетный период регулирования в пределах долгосрочного периода регулирования, причем для первого — в размере фактических значений соответствующих показателей сетевой организации за расчетный период регулирования, предшествующий долгосрочному периоду регулирования, улучшенных на 3%. Плановые значения всех показателей обслуживания потребителей на каждый последующий расчетный период регулирования в пределах долгосрочного периода регулирования также улучшаются на 3% относительно предыдущего расчетного периода регулирования, но подобная прибавка действует, если за указанный расчетный период не были освоены инвестиции на поддержание (повышение) качества оказываемых услуг. В случае их освоения плановое значение каждого показателя качества на очередной расчетный период регулирования может быть улучшено, например, до 6%.
    Расчет плановых значений показателей обслуживания потребителей на каждый расчетный период регулирования в пределах очередного долгосрочного периода регулирования осуществляется сетевой организацией отдельно по каждому показателю на основе фактических данных графы 2 табл. 4, а за расчетный период регулирования, предшествующий очередному долгосрочному периоду регулирования, — в соответствии с предложенным выше порядком и по форме, представленной в таблице 5.
    Каждый показатель, характеризующий соответствующий параметр индикатора качества, оценивается по трехбалльной шкале. При этом плановые значения признаются равными 2 баллам. Фактические значения показателей определяются посредством анализа указанных в графе 4 таблицы 4 величин, представляющих собой процентное отношение фактического показателя качества в отчетном расчетном периоде регулирования к плановому, установленному регулирующим органом. При этом:
    1 балл выставляется при соотношении менее 80% в случае прямой зависимости качества обслуживания от значения параметра графы 1 и более 120% — в случае обратной зависимости;
    2 балла присваивается, если данное соотношение находится в диапазоне от 80 до 120% включительно;
    3 балла выставляется при соотношении менее 80% в случае обратной зависимости качества обслуживания от параметра графы 1 и более 120% — в случае прямой зависимости.
    Оценочные баллы показателей параметров качества, самих параметров, характеризующих индикаторы качества, а также непосредственно индикаторов указываются в графе 6 каждой из форм таблицы 4. Значение каждого параметра индикатора качества рассчитывается как среднее арифметическое оценок всех формирующих его показателей. Результирующая оценка по каждому индикатору качества представляет собой среднее арифметическое оценок всех параметров соответствующего индикатора.
    Значение показателя качества обслуживания потребителей сетевой организацией (Кобсл), используемого при регулировании тарифов, рассчитывается по формуле:
    Кобсл = K /Kпл, (6)
    где Kпл — плановый показатель оценки качества обслуживания потребителей сетевой организацией, баллов (Kпл = 2).
    Комплексная оценка уровней надежности и качества услуг сетевой организации
    Комплексный показатель уровней надежности и качества услуг сетевой организации (Унк), непосредственно используемый при регулировании тарифов, определяется с учетом значений двух показателей — надежности предоставляемых услуг (Кнад) и качества обслуживания потребителей (Кобсл), рассчитываемых по формулам (4) и (6) соответственно. Значение комплексного показателя уровней надежности и качества услуг определяется по формуле:
    Унк = ????Кнад?+?????Кобсл, (7)
    где ? и ? — коэффициенты весовых долей показателей уровней надежности услуг, реализуемых сетевой организацией, и качества обслуживания потребителей. На первый долгосрочный период регулирования предлагается принять ? = 0,75 и ? = 0,25.
    Учет первичной информации при оценке этих уровней производится путем заполнения соответствующей формы, содержащей данные обо всех энергопринимающих устройствах потребителей в точках присоединения с указанием коэффициентов значимости, характеризующих категорию надежности электроснабжения и среднегодовую величину нагрузки, а также журнала учета текущей информации о прекращениях подачи электрической энергии (табл. 2) и граф 1 и 2 соответствующих форм таблицы 4 для трех индикаторов качества.
    Для обеспечения возможности контроля правильности определения фактических и плановых значений показателей надежности и качества услуг, реализуемых сетевыми организациями, последние направляют регулирующим органам:
  • отчетные данные в указанных выше форматах;
  • предложения по плановым показателям надежности и качества услуг на каждый расчетный период регулирования в пределах долгосрочного периода регулирования в соответствии с формами таблиц 3 и 5.
    Литература:
    1. Постановление Правительства Российской Федерации от 18.06.2008 г. № 459 «О внесении изменений в Постановление Правительства Российской Федерации от 26 февраля 2004 г. № 109 «О ценообразовании в отношении электрической и тепловой энергии в Российской Федерации»».
    2. Методические указания по регулированию тарифов с применением метода доходности инвестированного капитала (утв. приказом ФСТ России от 26.06.2008 г. № 231-э).
    3. Постановление Правительства Российской Федерации от 31.12.2009 г. № 1220 «Об определении применяемых при установлении долгосрочных тарифов показателей надежности и качества поставляемых товаров и оказываемых услуг».
    4. Распоряжение Правительства Российской Федерации от 19.01.2010 г. № 30-р «Об утверждении плана мероприятий по переходу в 2010 году к регулированию цен (тарифов) на услуги по передаче электрической энергии, оказываемые территориальными сетевыми организациями, в форме установления долгосрочных тарифов на основе долгосрочных параметров регулирования деятельности таких организаций, в том числе на основе метода доходности инвестированного капитала, а также об утверждении сроков».
    5. Постановление Правительства Российской Федерации от 24.02.2009 г. № 160 «Правила установления охранных зон объектов электросетевого хозяйства и особых условий использования земельных участков, расположенных в границах таких зон».