Определение количества активов и показателей надежности при регулировании деятельности электросетевых предприятий

 

Авторы

Шевкоплясов Павел, Профессор ПЭИПК, д. э. н., действительный член Международной энергетической академии, Академии экономических наук и предпринимательской деятельности, почетный энергетик РФ

Шевкопляс Евгений, Инженер-программист компании «ТБРИКС»

 

    Совершенствование электросетевого комплекса страны в соответствии с положениями Энергетической стратегии России на период до 2030 г. [1] предусматривает переход на более высокий уровень развития, отвечающий современным требованиям к качеству электроснабжения конечных потребителей: надежности, нормативным показателям качества электрической энергии и экономической эффективности.
    Определены механизмы тарифного регулирования на основе долгосрочных параметров формирования доходности инвестированного капитала [2], которые позволяют увеличить объемы инвестиций в межрегио­нальные распределительные электрические сети.
    Сети нового поколения должны объединить конечных потребителей и производителей в общую автоматизированную систему, отвечающую принципу неразрывности производства и потребления электрической энергии и обеспечивающую возможность контролировать состояние и управлять режимами работы энерго­объектов всех действительных (без посредников) участников процесса производства, передачи и потребления электрической энергии. Это является обязательным условием создания и функционирования интеллектуальных сетей — Smart Grid.
    Указанные проблемы и задачи вызывают необходимость анализа и совершенствования базовых показателей и действующих нормативов хозяйствования электросетевых предприятий.
    К их числу в рыночной электроэнергетике прежде всего относятся обоснование и выбор объективного критерия для расчета, нормирования и оценки количества активов распределительных электрических сетей.
    В централизованной экономике теоретической и практической основой хозяйствования электросетевых предприятий была трудовая теория стоимости, суть которой характеризовалась объемом трудозатрат на выполнение годовых ремонтно-эксплуатационных работ.
    Объем трудозатрат при этом устанавливался показателем «условная единица». По расчетному объему работ ремонтно-эксплуатационного обслуживания электрических сетей, выраженному в условных единицах, определялись: объем линий электропередачи и подстанций; потребность предприятия в ремонтно-эксплуатационных базах, машинах и механизмах, а также величина окладов руководителей и персонала (Приказ Мин­энерго России от 26.01.1987 г. № 51 [3]).
    При ремонтно-эксплуатационном обслуживании оборудования и сегодня применяются эти нормативы (табл. 1).
    В таблице 1 приведены фактические данные использования условной единицы, предназначенной для определения объема трудозатрат, в качестве критерия для определения количества активов по филиалу «Пензаэнерго» — «Нижнеломовские электрические сети» (НиЛЭС).
    Однако, на наш взгляд, в данном случае произведена подмена понятий. Трудозатраты по ремонтно-эксплуатационному обслуживанию активов не есть сами активы (основные производственные фонды). Эти показатели характеризуют разные объекты хозяйственной деятельности. Их нельзя смешивать.
    Кроме того, такой «критерий» не имеет функциональной связи с выполнением основных задач электросетевого предприятия: передачи, преобразования электрической энергии из полуфабриката в товар и поставки его конечным потребителям на границе балансовой принадлежности сетей.
    С переходом электросетевого комплекса к регулированию тарифов с применением метода доходности инвестированного капитала критерий «условная единица» становится абстрактным, ложным показателем, но он (за неимением иного) сохранен в [2], формулы (2), (3), (4), (5) и (6), а также в [4].
    Так, он используется в целях определения индекса изменения количества активов, требующихся для осуществления регулируемой деятельности при расчете долгосрочных тарифов; для измерения изменений (прироста или выбытия количества активов до установленного срока); для установления базового уровня операционных расходов (подконтрольные расходы); при расчете регулирующими органами необходимой валовой выручки регулируемой организации и т. д.
    В системе электроэнергетики электросетевые предприятия выступают как обособленное в экономическом смысле звено со своими интересами.
    Реализация экономической самостоятельности предприятий распределительных электрических сетей при сохранении государственной доли собственности требует создания нового механизма взаимоотношений с генерирующими компаниями и потребителями.
    В зависимости от жизненного цикла существуют следующие виды конкретной продукции электросетевых предприятий:
    электрическая энергия на стадии электроснабжения (передачи, распределения, преобразования из полуфабриката в готовый товар и гарантированной поставки его конечным потребителям);
    активы (реальный капитал) в натуральном выражении в форме передаточных устройств и оборудования на стадии эксплуатационного обслуживания.
    Из этого следует, что труд работников сетевых предприятий является производительным не только на стадии создания и поставок товара — энергии, но и на стадии эксплуатации реального капитала.
    В условиях рыночной электро­энергетики понятия «активы» и «реальный капитал» идентичны и имеют две формы выражения:
    реальный капитал (активы) в натуральной, овеществленной форме — это основные производственные фонды: силовое оборудование, передаточные устройства и т. д.;
    реальный капитал в денежной форме — это стоимость реального капитала (активов).
    Здесь возникает задача установления объективного показателя, наиболее полно выражающего физическую сущность активов.
    В настоящее время объемы эксплуатационных работ и реального капитала определяют по условным (потолочным) единицам, которые ни технически, ни экономически не обоснованы, объективно не характеризуют то, для чего они предназначены и используются. Требуется другой нормативный показатель.
    Вопрос состоит в том, как объективно его определить, то есть установить, измерить и учесть объем реального капитала на стадии эксплуатационного обслуживания. Поскольку главным элементом на стадии эксплуатации является токоведущая часть сети (провод, кабель, обмотки трансформатора), то именно по ней и следует определять количество активов в натуральной форме (в кВА).
    Все остальные части сети предназначены лишь для обеспечения надежного функционирования ее токоведущих элементов в нормальном или аварийном режиме. В токоведущей части находится та «элементарная ячейка», которая наиболее полно и объективно характеризует как натуральный физический объем производственных фондов сети, так и ее пропускную способность и одновременно является единственным объективным показателем для измерения количества активов сетевого предприятия.
    Количество активов в электрических сетях должно выражаться и определяться электроэнергетическим показателем — электрической мощностью, характеризуемой числом часов использования мощности — рабочей, резервной, долгосрочного резерва. Мощность дорого стоит и оплачивается конечными потребителями [7, 8].
    Надежность электроснабжения конечных потребителей обеспечивается бесперебойностью функционирования всех токоведущих элементов распределительных электрических сетей, концентрируется и проявляется в рабочей мощности сети.
    Установленная и рабочая мощность электросетевого предприятия состоит из электрической мощности трансформаторов и электрической мощности ЛЭП.
    Установленная и рабочая мощность трансформаторов измеряется прямым счетом в кВА.
    Установленная и рабочая мощность электрических линий измеряется в кВА через механизм использования единичного нормирующего множителя, учитывающего экономическое распределение напряжения (кВ/км) и экономическую плотность тока (А/мм2).
    Физический объем линий электропередачи (установленная мощность, количество активов) определяется не по «условным единицам» согласно [3] или [4], а произведением длины линий L (км) на сечение проводов s (мм2):
    Vэл = Ls. (1)
    Умножив это выражение на единичный нормирующий множитель n?= uэк???jэк, характеризующий электрические параметры линии — экономическое распределение напряжения и экономическую плотность тока , получим формулу нормированной линии электропередачи: Vэл = LS (uэк???jэк).
    В именованных единицах это выражение приобретает вид:
    (2)
    Таким образом, количество активов (установленная мощность) линий электропередачи имеет четкое отображение в электрическом показателе мощности — кВА, рассчитываемом с использованием нормативной электрической линии (Нэл) —
    [5, с. 378].
    За нормативную электрическую линию (Нэл) принимается один километр трехпроводной линии электропередачи с сечением одного алюминиевого провода 95 мм2.
    Числовые значения нормативной электрической линии (Нэл) для всей шкалы номинальных сечений проводов приведены в таблице П1, а для кабельных линий — в таблице П2 [5, с. 379—380].
    Ниже представлены основные положения методики расчета рабочей мощности электросетевых предприятий.
    Рабочая мощность характеризует гарантированную способность сети передавать электрическую энергию от источника к потребителям независимо от режима электропотребления.
    Показатель рабочей мощности электрических сетей производственной единицы (предприятия, филиала, сетевого района, участка) определяется рабочей мощностью основных ее элементов:
    линий электропередачи напряжением 0,4, 6, 10, 35, 110 кВ и выше;
    трансформаторов на ПС и в ТП напряжением 6, 10, 35, 110 кВ и выше:
    Nрс=Nрл+Nрт.п, МВА (3)
    Рабочая мощность воздушных и кабельных линий электропередачи определяется по формуле:
    ?, (4)
    где Nyiл=Lyisyi10–3, MBA — установленная мощность линии электропередачи; Lyi — длина проводов (ВЛ 3 фазы), кабеля, км; syi — сечение провода или жилы кабеля, мм2; Noiл — мощность j-го отключения i-й линии, MBA; tj — время j-го отключения i-й линии, ч; Тiл — время плановой работы i-й линии, ч; 10–3 — коэффициент перевода кВA в MBА.
    Рабочая мощность трансформаторов, установленных на ПС и в ТП, определяется по формуле:
    ,(5)
    где Nyiт.п — установленная мощность (по паспортным данным) i-го трансформатора, установленного в ТП, MBA; i?=?1,?...,?n — число трансформаторов в ТП-сети, шт.; Ti — время плановой работы i-ro трансформатора, ч; Noiт.п — мощность отключенного j-го трансформатора (по плану, вне плана, аварийно), MBA; j?=?1,?...,?m, шт.; tj — время j-го отключения i-ro трансформатора, ч.
    Изложенные обоснования и метод определения количества активов электросетевых предприятий объективно предназначены:

  • для использования в процедуре долгосрочного регулирования цен — [2], в формулах (2), (3), (4), (5) и (6), и в [4];
  • при расчете, нормировании и управлении надежностью электросетевых комплексов МРСК, РСК Минэнерго, сетей иных собственников;
  • для мотивации ремонтно-эксплуатационного персонала сетей при повышении надежности и эффективности ресурсосбережения.
    Для количественной оценки, мониторинга, нормирования и управления надежностью функционирования реального капитала электросетевых предприятий необходимо включить в систему минимально необходимых характеристик и показателей надежности показатель фактической надежности сетей.
    С учетом сложности и многообразия структур реального капитала (активов) электросетевого хозяйства предлагается новый подход к реальной оценке надежности распределительных сетей относительно границ их балансовой принадлежности (новая система показателей):
  • технологические показатели надежности:
  • количество и мощность отключенных элементов сети;
  • длительность отключений;
  • показатель фактической надежности сетей;
  • экономические показатели надежности:
  • затраты на обеспечение надежности;
  • фактический недоотпуск электроэнергии за расчетный период;
  • ущерб от недоотпуска электро­энергии.
    Комплексным интегральным показателем надежности структурного подразделения и предприятия электрических сетей в целом является показатель фактической надежности:
    (6)
    где Nраб i — рабочая мощность сетей участка, РЭС, филиала МРСК, РСК, кВА; Nуст i — установленная мощность сетей подразделения, кВА.
    В показателе Кфн содержится информация об объеме отключенной мощности сети, о длительности отключений, частоте отказов, наработке на отказ, об объеме недоотпуска электроэнергии и возможном ущербе.
    Система характеристик и показателей надежности базируется на реальной рабочей мощности распределительных электрических сетей, учитывает количество и продолжительность фактических отключений. Она является вполне наглядной, включает минимально необходимое и достаточное количество показателей, легко увязывается с экономическими характеристиками обеспечения надежности и при этом непротиворечива. Она охватывает все объекты мониторинга, все уровни управления распределительными сетями, основана на достоверной исходной информации. Следует только иметь четкую систему сбора и обработки данных по отключениям для проведения количественного и качественного анализа надежности, а также определения состава мероприятий по обеспечению надежности.
    Планируемая продолжительность выполнения работ с отключением элементов сети рассчитывается по нормам времени на капитальные и текущие ремонты. Снижение фактического значения рабочей мощности реального капитала определяется с учетом аварийных простоев и внеплановых отключений линий и трансформаторов и учитывается дежурным диспетчером. Ежемесячные и квартальные сводки о выполнении заданий по рабочей мощности и фактических отключениях необходимо вести как оперативную статистическую отчетность.
    Расчет установленной и рабочей мощности произведен на примере филиала «Нижнеломовские электрические сети», являющегося подразделением предприятия «Пензаэнерго». Этот филиал обслуживает четыре административных района Пензенской области: Нижнеломовский, Вадинский, Беднодемьяновский, Земетчинский.
    Объем электрических сетей составляет:
  • ПС 35—220 кВ — 35 шт. общей установленной мощностью трансформаторов 629 тыс. кВА, из них 30 ПС с двумя трансформаторами, 29 ПС имеют двухстороннее питание;
  • ТП 6—10/0,4 кВ — 1220 шт. общей мощностью трансформаторов 153 тыс. кВА;
  • всего установленная мощность трансформаторов равна 782 МВА;
  • ВЛ 35—220 кВ — 890 км;
  • ВЛ 6—10 кВ — 2665 км;
  • ВЛ 0,4 кВ — 2608 км.
    Установленная мощность линий электропередачи, рассчитанная по показателю нормативной электрической линии (Нэл) — [4], табл. П1 и П2, c. 378—380, составляет:
  • ЛЭП 35—220 кВ — 373,26 МВА;
  • ЛЭП 10 кВ — 369,091 МВА;
  • ЛЭП 0,4 кВ — 292,1 МВА.
  • Итого: 1034,45 МВА.
    Всего установленная мощность реального капитала филиала «Нижнеломовские электрические сети» на 1 января 2002 г. составляла 1816,45 МВА.
    При сравнении исходных данных (табл. 1) количества активов, рассчитанных по условным единицам, с фактическими данными количества активов в МВА, рассчитанными по приведенной выше методике, видно, что реальное количество активов распределительных электрических сетей многократно занижено:
  • ЛЭП 35—220 кВ в 373,26/14,871?=?25,1 раза;
  • ЛЭП 0,4—10 кВ в 661,19/96,279?=?6,87 раза;
  • всего по ЛЭП 0,4—220 кВ в 1034,45/111,15?=?9,31 раза;
  • ПС 35—220 кВ в 629,07/0,36?=?8,94 раза;
  • ТП, КТП, МТП 6—10/0,4 кВ в 153,0/37,107?=?4,12 раза;
  • всего по ПС, ТП в 782,0/107,47?=?7,28 раза;
  • общая установленная мощность в 1816,45/218,617?=?8,31 раза.
    Приведенные расчеты однозначно указывают на ложность действующего механизма определения активов (реального капитала) по условным единицам. Из чего закономерно следует вывод: необходимо срочно перейти от абстрактных условных единиц в электросетевом комплексе к реальному учету активов (основных производственных фондов) в кВА (МВА). Это может быть осуществлено силами работников ПТО во всех компаниях в течение полугода (не более), причем без каких-либо дополнительных издержек.
    Расчет рабочей мощности линий электропередачи по формуле (4) сведен в таблицу 2. Среднегодовая рабочая мощность ЛЭП составила 903,98 МВА. Расчет рабочей мощности трансформаторов по формуле (5) сведен в таблицу 3. Среднегодовая рабочая мощность трансформаторов составила 750,39 МВА.
    Используя фактические исходные данные по месяцам года (табл. 2, 3), мы рассчитали фактический показатель надежности вышеуказанного филиала для всех основных структурных элементов сети. Расчетные данные сведены в таблицу 4. Открывается широкая возможность проведения объективного анализа и синтеза реальных числовых значений показателя надежности с перспективой разработки конкретных мероприятий по повышению надежности.
    Из таблицы 4 видно, что фактический показатель надежности линий электропередачи имеет самое низкое числовое значение у сетей 0,4 кВ. В августе его величина составила всего 0,513, а среднегодовое значение было равно 0,747.
    У сетей 6—10 кВ самое низкое числовое значение показателя фактической надежности было в мае — 0,656, а среднегодовая величина составила 0,892.
    У сетей 35—220 кВ наименьшее значение показателя фактической надежности равно 0,813 (в июне), а среднее годовое значение — 0,955.
    Исходя из этих числовых значений, можно сделать вывод о том, что с ростом напряжения сети уровень фактических значений показателя надежности также возрастает. Более разветвленные сети требуют большего внимания ремонтно-эксплуатационного персонала по обеспечению надежности.
    Эта тенденция изменения значений показателя надежности присуща и трансформаторам.
    У трансформаторов 6—10 кВ самое низкое значение показателя надежности равно 0,742 (в августе), а у трансформаторов 35—220 кВ — 0,936 (в апреле). С увеличением первичного напряжения трансформаторов возрастает числовое значение показателя надежности: от 0,875 (для трансформаторов напряжением 6—10 кВ) и до 0,983 (для трансформаторов напряжением 35—220 кВ) за счет резервирования мощностей.
    Показатель надежности зависит от времени года, конкретных планов ремонтной кампании, уровня резервирования мощностей и ряда других факторов.
    На основе вышеизложенного нами разработан проект Методических указаний по оценке и обеспечению надежности распределительных электрических сетей.
    Имея точные числовые значения фактических показателей надежности, можно сформировать реальную программу повышения надежности функционирования распределительных электрических сетей в каждом производственном подразделении и в целом по предприятию.
    Стартовое числовое значение показателя надежности следует устанавливать по отчетному значению соответствующего периода предыдущего года. Требуется определить перечень организационно-технических мероприятий, подкрепленных финансовыми и трудовыми ресурсами.
    Надо создать местные (региональные) целевые нормативы надежности по всем подразделениям, опираясь на состояние сети и (в целом по предприятию) на показатель фактической надежности 0,9 с перспективой достижения значения 0,99.
    К числу мероприятий по повышению надежности относятся:
  • АВР;
  • АПВ;
  • резервирование по схемам n-1 и n-2;
  • ремонт под напряжением;
  • внедрение СИП;
  • кольцевание питающих линий;
  • формирование сети 0,4 кВ по методу Айзенберга с селективной защитой участков, и т. д.
    Низкое значение показателя надежности работы реального капитала энергокомпаний дорого обходится экономике страны. Поэтому необходимы упреждающие инвестиции в повышение надежности, а также создание механизма мотивации сотрудников электросетевых предприятий по обеспечению надежности. Нормируемые показатели надежности могут быть обеспечены при условии их увязки с системой показателей мотивации деятельности ремонтно-эксплуатационного персонала.
    Оценка выполнения установленных ключевых показателей надежности производится для определения степени достижения стратегических целей обеспечения надежности путем сравнения фактических значений надежности с плановыми значениями, а также для использования при расчете размера премирования в рамках системы мотивации.
    К числу основных факторов обеспечения эффективности работы региональных электрических сетей относится целевое распределение премиальных и поощрительных фондов.
    Дополнительная часть фондов мотивации труда персонала структурных подразделений при поквартальном (месячном) премировании рассчитывается по формуле:
    ,(7)
    где Кфн — коэффициент фактической надежности; Кнн — коэффициент нормативной надежности; Чпл i — плановая численность i-го подразделения, чел.; Чф i — фактическая численность i-го подразделения, чел.; Спл?i — плановая себестоимость i-го подразделения, тыс. руб.; Сф i — фактическая себестоимость i-го подразделения, тыс. руб.; Ц — часть финансовых средств от инвестиций в повышение надежности и от фактического снижения недоотпуска электроэнергии, тыс. руб.
    В формуле (7) функционально взаимоувязаны основные факторы дополнительной мотивации труда ремонтно-эксплуатационного персонала сетей: надежность электроснабжения потребителей, оптимальная численность персонала и фактическое снижение недоотпуска электроэнергии в себестоимости. Здесь проявляется положительный эффект совместного взаимодействия множества ключевых факторов ресурсосбережения в электросетевом комплексе МРСК (эффект синергии).
    В условиях расчлененной по видам бизнеса ЕЭС России задачи обеспечения надежности системы электроснабжения во всех элементах производственной цепочки должны решаться для каждого субъекта рынка энергии без посреднических «контор», в полном соответствии с функциями отдельных хозяйствующих субъектов и методами ценообразования: в генерации — по МОЦЭТ [6], в передаче и распределении — по методике RAB [2], в потребительском секторе — на основе принципа дифференциации региональной цены в виде скидок (надбавок) к стоимости электроэнергии, поставляемой конечным потребителям предприятиями распределительных сетей. Согласно физическим законам технологического процесса в электроэнергетике необходим учет в цене энергии (например, два процентных пункта в коэффициенте рентабельности энергокомпаний генерации, передачи и распределения энергии) взаимовлияния хозяйствующих субъектов и их взаимной ответственности за обеспечение требований и показателей надежности на границе балансовой принадлежности энергообъектов.
    Выводы
    Разработана объективная методика определения количества активов в распределительных электрических сетях.
    В методических указаниях по расчету тарифов [2], в формулах (2), (3), (4), (5), (6), и в [4] абстрактный измеритель активов «условная единица» следует заменить на реальный измеритель количества активов в кВА (МВА), рассчитываемый по представленной выше методике. Это не требует дополнительных затрат и может быть реализовано филиалами МРСК в течение полугода.
    Описан экономический механизм дополнительной мотивации труда ремонтно-эксплуатационного персонала, нацеленный на обеспечение установленных нормативов надежности.
    Изложенная система показателей надежности рекомендуется для включения в нормативные материалы при реализации Концепции обеспечения надежности в электроэнергетике для количественной и качественной оценки, мониторинга, нормирования и управления надежностью распределительных электрических сетей.
    Литература
    1. Энергетическая стратегия России на период до 2030 года (Утверждена Распоряжением Правительства РФ от 13.11.2009 г. № 1715?р).
    2. Методические указания по расчету тарифов на услуги по передаче электрической энергии по сетям, с использованием которых услуги по передаче электрической энергии оказываются территориальными сетевыми организациями на основе долгосрочных параметров регулирования деятельности территориальных сетевых организаций (Утверждены Приказом Федеральной службы по тарифам от 29.07.2010 г. № 174?Э/8).
    3. Об утверждении показателей для отнесения производственных объединений, предприятий и организаций электроэнергетической промышленности и их структурных подразделений к группам по оплате труда руководителей (Приказ Минэнерго СССР от 26.01.1987 г. № 51). — М.: — Хозу Мин­энерго СССР.
    4. Методические указания по расчету регулируемых тарифов и цен на электрическую (тепловую) энергию на розничном (потребительском) рынке (с изменениями на 31 декабря 2009 г.) // Утверждены ФСТ Приказом от 6 августа 2004 г. № 20?Э/2.
    5. Шевкоплясов П. М. Ценообразование на рынках энергии: Учебное пособие. 2-е изд., перераб. и доп. — СПб.: ПЭИПК, 396 с. ил.
    6. Шевкоплясов П. М., Шевкопляс Е. Ю. Ценообразование на рыках энергии на основе свободных договоров: Учебно-практическое пособие. — СПб.: ПЭИПК, 2009.
    7. Богданов А. Б. Котельнизация России — беда национального масштаба // Новости теплоснабжения. 2007. № 4. С. 28—33.
    8. Богданов А. Б. Котельнизация России — беда национального масштаба // Новости теплоснабжения. 2007. № 5. С. 50—54.