Принципы распределения ответственности за надежность функционирования технологической инфраструктуры розничного рынка электроэнергии между его субъектами

Рубрика:

Рынок и право

 

Автор

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

 

    Настоящей статьей автор завершает концептуальный анализ проблемы распределения ответственности субъектов электроэнергетики за надежность и бесперебойность работы электроэнергетической системы, в частности ее периферийного звена — технологической платформы функционирования розничного рынка электроэнергии.
    В предыдущей статье [1] были четко обоснованы актуальность и безотлагательность решения данного вопроса в современных условиях, на последнем этапе реструктуризации электроэнергетики, что исключает необходимость его повторного освещения. Вместе с тем следует напомнить, что структура и алгоритм работы ЭЭС и системы электроснабжения потребителей имеют существенные различия, в связи с чем высказано предложение о целесо­образности рассмотрения механизма распределения ответственности за обеспечение надежности отдельно в трех различных сферах, касающихся:

  • системной надежности;
  • надежности поставки электро­энергии покупателям ОРЭМ;
  • надежности электроснабжения потребителей РРЭЭ.
    Общая концепция процесса распределения ответственности уже была представлена, и более подробно — для первых двух сфер. В третьей же сфере данный механизм несколько иной, что обусловлено рядом факторов, таких как специфика состава участников РРЭЭ и их взаимоотношений, регламентированных Правилами функционирования РРЭЭ [2] (далее — Правила), поставка с ОРЭМ через ГП (ЭСО) существенной доли реализуемой на РРЭЭ электроэнергии (мощности) и, наконец, наличие в электрической сети ТСО точек поставки электроэнергии ПЭЭО и ПО — участникам ОРЭМ, ответственность за бесперебойность услуг которым по передаче электроэнергии в границах балансовой принадлежности ТСО должны также нести соответствующие субъекты РРЭЭ. Проанализируем некоторые из перечисленных факторов.
    Анализ взаимодействия субъектов РРЭЭ и их ответственности за надежность энергоснабжения
    Согласно Правилам субъекты электроэнергетики, обеспечивающие потребителей электрической энергией, в том числе ГП и ЭСО (далее — ГП), ТСО, СО и его региональные филиалы — РДУ, а также ПЭЭ, отвечают перед абонентами за неисполнение или ненадлежащее исполнение обязательств по заключенным договорам, в том числе за надежность снабжения их электроэнергией и ее качество в соответствии с техническими регламентами и иными обязательными требованиями. Но это лишь общая декларация. Далее Правила дают уточняющие разъяснения.
    Если договором энергоснабжения или иным договором предусмотрены обязательства ГП по урегулированию отношений, связанных с передачей электрической энергии и оперативно-диспетчерским управлением, то ГП несет ответственность перед потребителями за нарушение (ненадлежащее исполнение) обязательств по указанному договору, в том числе за действия (бездействие) третьих лиц, на которых было возложено их исполнение. Если же потребитель сам урегулировал отношения, связанные с оперативно-диспетчерским управлением и (или) передачей электрической энергии с ТСО, то обслуживающий его ГП не отвечает за низкое качество данных услуг.
    Услуги по передаче электрической энергии предоставляются на основании соответствующих договоров, заключаемых потребителями самостоятельно или в интересах обслуживающих их ГП. В последнем случае — если условия договоров ГП с потребителями предполагают оказание таких услуг в интересах и за счет абонента.
    ПЭЭО вправе продавать на РРЭЭ электрическую энергию потребителям, энергопринимающие устройства которых технологически присоединены к их генерирующим объектам, а также через посредничество обслуживающего этих абонентов ГП.
    ПЭЭР (ПР с блок-станциями), установленная генерирующая мощность объектов которых (в отношении ПР с блок-станциями — объем превышения производимой мощности над потребляемой в какой-либо час) в совокупности составляет не более 25 МВт, могут предлагать на РРЭЭ электрическую энергию (мощность) собственной выработки покупателям электроэнергии (мощности), если их точки поставки и точки поставки, относящиеся к указанным генерирующим объектам, находятся в зоне деятельности обслуживающего этих покупателей ГП.
    ПЭЭР монтируют в местах присоединения генерирующего оборудования к электрическим сетям и на границе балансовой принадлежности своих электрических сетей с сетями ТСО приборы учета, «сохраняющие» профиль нагрузки, или иные устройства, включенные в автоматизированную систему учета, класса точности 0,5S и выше. ПЭЭ передают данные коммерческого учета о количестве отпущенной электрической энергии ТСО, к сетям которой «привязаны» принадлежащие им генерирующие объекты, а также ГП, в зоне деятельности которого функционируют эти объекты, на основании соответствующих договоров и не реже одного раза в месяц. При этом важно отметить, что поступающие сведения должны содержать информацию о почасовых объемах производства электрической энергии и ее подачи во внешние электрические сети.
    В случае внерегламентных отключений полное и (или) частичное ограничение режима потребления вводится ТСО или ПЭЭР либо является следствием повреждения оборудования, в том числе в результате стихийных явлений.
    ТСО и РДУ как инициаторы подобных мер в соответствии с Правилами обязаны представить по запросу потребителей, в отношении которых они были приняты, данные о периоде действия аварийных ограничений энергоснабжения и (или) внерегламентных отключений, основаниях и причинах их введения. При этом никакой имущественной или какой-либо иной ответственности за полное и (или) частичное ограничение режима потребления и причиненный в связи с этим ущерб для субъектов электроэнергетики Правилами не предусмотрено.
    Если перерывы в подаче электроэнергии превышают сроки, обусловленные категорией надежности снабжения, имеют место нарушения установленного порядка полного и (или) частичного ограничения режима потребления электроэнергии, а также отклонения показателей ее качества от величин, предписанных техническими регламентами и иными обязательными требованиями, лица, не исполнившие свои обязательства, несут ответственность в соответствии с законодательством Российской Федерации и заключенными договорами. При этом отсутствуют какие-либо указания на конкретные законы и тем более меры ответственности, а также на механизмы выявления подобных лиц в сложной системе электроснабжения.
    Во всех остальных случаях вся «ответственность» сводится к учету причин введения аварийных ограничений, а также внерегламентных отключений с целью определения размера и стоимости отклонений фактического объема использования электрической энергии (мощности) от планового (договорного), что ни в коей мере не компенсирует фактических потерь потребителя.
    Как видно из анализа основных положений Правил, регламентирующих порядок взаимоотношений субъектов РРЭЭ, существующий алгоритм не позволяет привлекать субъекты электроэнергетики к реальной имущественной ответственности за ущерб потребителей от перерывов в электроснабжении. И даже ссылка на законодательство Российской Федерации и договоры не способствует в целом решению данной проблемы. Здесь необходим специальный механизм, с помощью которого можно определить степень участия каждого субъекта РРЭЭ в нарушении поставок электроэнергии потребителям и фактическую величину имущественной ответственности за допущенные «сбои» в течение расчетного периода.
    Из вышесказанного следует, что надежность электроснабжения ПР и ПО, равно как и надежность поставки электроэнергии ПЭЭО на ОРЭМ, в значительной мере обусловлена надежностью функционирования объектов технологической инфраструктуры РРЭЭ, обеспечиваемой ТСО, и эффективностью управления ими РДУ. Этим же субъектам в совокупности с ПЭЭР, согласно Правилам, разрешено полностью и (или) частично ограничивать потребление, то есть нарушать режим непрерывного электроснабжения.
    Вполне понятно, что бесперебойность электроснабжения ПР может зависеть и от четкости работы ГП, в том числе от своевременности заключения и соблюдения им договоров с ПЭЭР, ТСО и РДУ на РРЭЭ и с ЦФР на ОРЭМ, а также подачи заявок на ОРЭМ на покупку электроэнергии на рынке «на сутки вперед» для обслуживаемых потребителей. Однако вероятность существенных отклонений или ошибок в организационной коммерческой деятельности ГП на ОРЭМ и РРЭЭ ничтожно мала, поэтому их последствия следует учитывать только в случаях, когда они приводят к ограничению поставки электроэнергии ПЭЭР на РРЭЭ по сравнению с договорными (плановыми) объемами в отдельных часовых интервалах.
    По результатам проведенного анализа составлена структурная схема взаимодействия субъектов РРЭЭ с указанием их технологических и договорных связей (рис. 1). Здесь же показано, что поставка электроэнергии ПР осуществляется по договору с ГП по электрической сети ТСО. Для этого ГП на основе установленных договорных отношений покупает электроэнергию на ОРЭМ и у ПЭЭР. И хотя Правила оговаривают возможность непосредственной продажи ПЭЭО электрической энергии ПР, энергопринимающие устройства которых технологически подключены к их генерирующим объектам, этот вариант поставки энергии, определяемый прямым двусторонним договором между указанными субъектами, на рисунке отсутствует, поскольку бесперебойность подачи электроэнергии в этом случае обусловлена главным образом соблюдением сторонами условий этого договора и не требуется распределения ответственности за надежность.
    Из схемы видно, что причинами нарушения поставок электро­энергии может быть непосредственно деятельность ТСО, а также действия (бездействие) РДУ; причинами аналогичных сбоев со стороны генерации — деятельность участвующих в РРЭЭ ПЭЭР, а также действия (бездействие) РДУ и ГП в отношении этих ПЭЭР. Услугами субъектов розничного рынка ТСО и РДУ по передаче электроэнергии и оперативно-диспетчерскому управлению этим процессом пользуются и субъекты ОРЭМ — ПЭЭО и ПО, чьи энергетические и энергопринимающие устройства технологически напрямую присоединены к сетям ТСО.
    Перерывы в электроснабжении ПР могут возникать вследствие выхода из строя части генерирующего оборудования любого ПЭЭР, повреждений ВЛ, подстанций и прочих электросетевых сооружений ТСО, ошибок персонала РДУ и сбоев в работе его СДТУ, ошибочных действий сотрудников ГП и отказов его технических средств, одновременно произошедших негативных событий в различных их комбинациях, а иногда и инцидентов или аварий на электроустановках внешних субъектов — энергопринимающих устройствах ПР или ПО в точках их подключения к сети ТСО. В большинстве случаев в такой ситуации исключено непосредственное и обоснованное распределение ответственности между отдельными участниками процесса поставки электроэнергии за потери, нанесенные потребителям электроэнергии и услуг — ПР, ПО и ПЭЭО — в результате нарушений на объектах электроэнергетики и в деятельности инфраструктурных организаций РРЭЭ. Однако решить данную задачу можно после предварительного введения ряда уточняющих и конкретизирующих условий и допущений.
    Условия и допущения, принимаемые для решения задачи
    1. Механизм распределения ответственности между субъектами электроэнергетики за надежность поставок электроэнергии и оказания услуг по ее передаче рассматривается для части ЭЭС, представляющей технологическую основу функционирования РРЭЭ. При этом субъектами электроэнергетики здесь выступают ТСО, все ПЭЭР, РДУ и ГП, действующие на территории региона; потребителями электроэнергии — ПР; потребителями услуг ТСО и РДУ — ПЭЭО, поставляющие электрическую энергию (мощность) на ОРЭМ, и ПО, получающие ее с ОРЭМ по сетям ТСО.
    2. Для оценки эффективности работы указанной части ЭЭС по критерию надежности, характеризующему бесперебойность поставок электроэнергии, принимается единый показатель суммарного объема недоотпуска электроэнергии ПР и ПО и приведенного объема недопоставки ее ПЭЭО на ОРЭМ за расчетный период в результате нарушений в деятельности названных выше субъектов электроэнергетики (далее — единый показатель). Приведение объема недопоставки электроэнергии ПЭЭО на ОРЭМ к адекватному по ущербу потребителей объему ее недоотпуска ПР и ПО осуществляется посредством коэффициента, определяющего соотношение величин недоотпуска электроэнергии покупателям на ОРЭМ, приходящегося на генерацию ОРЭМ, и недопоставки ее генерацией на ОРЭМ за расчетный период в результате сбоев в сфере генерации ОРЭМ.
    3. Учету подлежат нарушения в работе:
  • ПЭЭР и электросетевых сооружений (устройств) ТСО, вызванные организационно-технологическим воздействием собственного персонала на объект и прочими внутренними причинами отказов (кроме произошедших из-за обстоятельств непреодолимой силы либо сверхрасчетных природно-климатических условий), а также ошибочными организационными действиями (бездействием) РДУ и ГП (для ПЭЭР) и РДУ (в случае устройств ТСО), в результате которых у ПЭЭР исключается возможность поставки электро­энергии на РРЭЭ в часовом интервале в запланированном (договорном) объеме, а на электросетевых сооружениях ТСО снижается пропускная способность при вынужденном сокращении запланированных РДУ в часовом интервале объемов передаваемой через них электроэнергии;
  • энергопринимающих устройств ПР или ПО, повлекшие за собой недопоставки электроэнергии соответствующему ПР или ПО относительно запланированного (договорного) объема полезного отпуска в часовом интервале.
    4. Случаи нарушений каждого ПЭЭР и ТСО между РДУ, ГП и соответствующим субъектом разделяются на основании имеющихся фактических данных об установленных независимой экспертизой причинах сбоев на указанных объектах.
    5. На практике количественная оценка величин составляющих единого показателя, вызванных нарушением деятельности конкретного объекта ЭЭС (отдельного ПЭЭР, ВЛ или подстанции — элементов электрической схемы рассматриваемой части ЭЭС), во многих случаях затруднена, поэтому допустимо распределение фактического значения единого показателя по всем ПЭЭР и ТСО через параметры, которые достаточно полно характеризуют уровень последствий от сбоев в работе объектов и вместе с тем могут служить наиболее достоверными индикаторами распределения значения единого показателя между субъектами электроэнергетики, ответственными за надежность. В качестве таких параметров приняты: для субъектов генерации — суммированный по часовым интервалам объем электроэнергии, недопоставленной по сравнению с почасовыми плановыми (договорными) объемами каждым ПЭЭР на РРЭЭ в целом за расчетный период; для ТСО — суммированный по часовым интервалам объем электроэнергии, снятый с передачи по поврежденным сечениям сети ТСО по сравнению с предварительно запланированным РДУ объемом в этих часовых интервалах за тот же период.
    6. В соответствии с предыдущим допущением ожидаемое значение единого показателя для каждого ПЭЭР и ТСО определяется долей суммарной недопоставленной этим ПЭЭР электроэнергии на РРЭЭ и суммарной снятой с передачи по нарушенным сечениям сети ТСО электроэнергии за расчетный период от суммарного объема недопоставленной и снятой с передачи по выведенным сечениям сети ТСО электроэнергии всей генерацией и передачей за тот же период.
    7. При формировании нормативов ненадежности для каждого ПЭЭР и ТСО должны учитываться лишь случаи нарушений, возникших в результате ошибочных действий (бездействия) персонала объектов и по прочим внутренним причинам. Сбои в работе каждого из этих видов объектов, вызванные действиями (бездействием) РДУ, принимаются во внимание при формировании для РДУ двух нормативов ненадежности — в целом для сферы генерации и отдельно для сферы передачи электроэнергии — в сумме установленных долей его участия в отказах на соответствующих объектах данных сфер. При этом имущественная ответственность РДУ наступает отдельно в каждой из сфер, когда ненадежность его деятельности выходит за рамки нормативов, принятых для указанных сфер.
    8. Нарушения работы объектов генерации ПЭЭР, обусловленные действиями (бездействием) ГП, должны учитываться при определении для ГП норматива ненадежности в целом для сферы генерации в сумме установленных долей его участия в сбоях на всех действующих здесь объектах. При этом имущественная ответственность ГП наступает, когда ненадежность его деятельности превышает предельные нормативные значения.
    9. Обеспечивается возможность почасовой фиксации объема недоотпуска электроэнергии:
  • ПР и ПО с энергопринимающими устройствами, технологически присоединенными к сети ТСО, по сравнению с плановыми (договорными) объемами полезного отпуска этим потребителям, в том числе при отказе данных устройств;
  • каждым ПЭЭО на ОРЭМ по сравнению с плановыми (договорными) объемами ее поставки на ОРЭМ из-за неисполнения обязательств ТСО по передаче;
  • с ОРЭМ в сеть ТСО по сравнению с плановым (договорным) объемом ее отпуска по заявкам ГП и ЭСО, действующих на РРЭЭ.
    10. Обеспечивается возможность:
  • почасовой фиксации объема недопоставки электроэнергии каждым ПЭЭР на РРЭЭ по сравнению с плановыми (договорными) объемами ее поставки на РРЭЭ из-за нарушений на объекте;
  • разделения объема недопоставки электроэнергии каждым ПЭЭР на РРЭЭ по сравнению с плановыми (договорными) объемами ее поставки на РРЭЭ по трем видам сбоев: возникших по причинам внутреннего характера на генерирующем объекте, связанным с действиями (бездействием) РДУ, связанным с действиями (бездействием) ГП на этом объекте;
  • почасовой фиксации вынужденно сокращенного запланированного РДУ в часовом интервале объема передаваемой электро­энергии через электросетевое сооружение ТСО вследствие нарушения, повлекшего за собой снижение его пропускной способности;
  • разделения вынужденно сокращенного запланированного РДУ в часовом интервале объема передаваемой электроэнергии через электросетевое сооружение ТСО в результате ограничившего его пропускную способность сбоя, произошедшего по причинам внутреннего характера на объектах ТСО и в результате ошибочных действий (бездействия) РДУ.
    Концепция методологии распределения ответственности
    Оценка уровня ненадежности поставок электроэнергии ПР и ПО, а также от ПЭЭО на ОРЭМ производится с помощью единого показателя, наиболее точно отражающего величину ущерба потребителей. При этом задача распределения ответственности между участниками данного процесса решается на базе соответствующего перечня исходной информации.
    Предусматривается, что для формирования нормативов ненадежности, в рамках которых субъекты несут лишь ограниченную (не имущественную, а, возможно, административную) ответственность, их значения рассчитываются по предлагаемой методике на основании исходных данных по годам за 3—5-летний долгосрочный расчетный период, предшествующий истекшему (годовому) расчетному периоду. Затем по той же схеме непосредственно определяется степень имущественной ответственности каждого из участников РРЭЭ за допущенные нарушения надежности за истекший (годовой) расчетный период.
    На рисунке 2 представлен развернутый алгоритм расчета величины имущественной ответственности каждого из субъектов электроэнергетики части ЭЭС — технологической основы функционирования РРЭЭ за возникшие на их объектах сбои, а также ошибки инфраструктурных организаций, приведшие к недоотпуску электроэнергии ПР и ПО и недопоставке ее ПЭЭО на ОРЭМ за истекший расчетный период.
    На основании полученной за соответствующий расчетный период информации устанавливается, что в части суммарного объема недоотпуска электроэнергии ПР и ПО «винов­ны» нарушения в энергопринимающих устройствах самих потребителей в точках их присоединения к сети ТСО, а также сбои в работе субъектов электроэнергетики ОРЭМ, вызвавшие недопоставки с ОРЭМ плановых объемов электроэнергии ГП и ПО в часовых интервалах. Путем исключения указанной доли недоотпуска электроэнергии из общей «массы» единого показателя за конкретный расчетный период определяется его значение, относимое непосредственно на нарушения на ПЭЭР и электросетевых объектах ТСО.
    Параллельно на базе исходной информации рассчитываются суммарные объемы недопоставки электроэнергии генерацией на РРЭЭ и сокращения ее передачи по поврежденным сечениям электросетевых сооружений ТСО, а также суммарное значение этих показателей по генерации и передаче. При этом для сферы генерации по каждому ПЭЭР определяется объем недопоставок электроэнергии на РРЭЭ, произошедших за расчетный период по причинам внутреннего характера на объекте генерации, и два значения этого показателя, связанные с деятельностью РДУ и ГП соответственно. Для сферы передачи устанавливаются объемы сокращения транспорта электроэнергии по нарушенным сечениям электросетевых сооружений ТСО за расчетный период по причинам внутреннего характера на сетевых объектах и обусловленным работой РДУ.
    Учитывая наличие прямой зависимости единого показателя от величины суммарного объема недопоставки электроэнергии генерацией на РРЭЭ и сокращения ее передачи по поврежденным сечениям электросетевых сооружений ТСО, распределение значения единого показателя за истекший расчетный период между соответствующими субъектами электроэнергетики сфер генерации и передачи осуществляется пропорционально долям суммарного объема недопоставки электроэнергии на РРЭЭ и сокращения ее передачи по нарушенным сечениям электросетевых сооружений ТСО, отнесенным на соответствующие субъекты электроэнергетики.
    Результаты первого цикла расчетов, выполненных по данному алгоритму на основе исходных данных за долгосрочный (3—5-летний) период, предшествующий истекшему расчетному периоду, используются для формирования индивидуальных нормативов ненадежности для каждого ПЭЭР, ТСО, РДУ и ГП. Таким нормативом для любого из перечисленных субъектов является выраженная в относительных единицах доля единого показателя, которая приходится на этот субъект, от его общего значения по региону за указанный долгосрочный период.
    При повторном цикле идентичных расчетов по изложенной выше методике, но на базе исходных данных за истекший (годовой) расчетный период определяются фактические значения показателей ненадежности для каждого ПЭЭР, а также ТСО, РДУ и ГП в виде выраженных в относительных единицах долей единого показателя за указанный расчетный период. По результатам сопоставления фактических долей каждого субъекта с установленными для них ранее индивидуальными нормативами ненадежности выявляются основания для привлечения субъекта к имущественной ответственности за нарушение бесперебойной поставки электроэнергии в рассматриваемой части ЭЭС. Согласно изложенному в [1] принципу имущественная ответственность субъекта за убытки, причиненные вследствие превышения нормативного уровня ненадежности поставок электроэнергии, полностью ложится на этот субъект.
    Абсолютная величина единого показателя, приходящаяся на субъект (ПЭЭР, ТСО, РДУ, ГП) и характеризующая степень его имущественной ответственности, определяется произведением предварительно установленного суммарного значения единого показателя объема электроэнергии за истекший расчетный период и соответствующей фактической доли превышения субъектом установленного для него норматива ненадежности поставки электроэнергии.
    Выводы
    1. Представленный механизм распределения ответственности субъектов электроэнергетики за надежность и бесперебойность работы периферийного звена ЭЭС — технологической основы функционирования РРЭЭ в совокупности с соответствующей концепцией для центральной части ЭЭС — технологической площадки функционирования ОРЭМ [1] позволит всесторонне изучить проблему и решить ее на практике.
    2. Распределение ответственности субъектов электроэнергетики за надежность функционирования отрасли на основе изложенных концепций вполне может стать адекватной заменой существовавшей в прежней вертикально интегрированной системе управления солидарной ответственности предприятий за надежность работы отрасли.
    3. Для практического решения проблемы необходимо:
  • разработать на основе предложенных концепций методические указания по трем сферам обеспечения надежности;
  • составить перечни и определить объемы необходимой исходной информации для решения задач по каждой из методик и обеспечить доступ к ней в существующих условиях;
  • выявить объем недостающих данных и определить меры для их получения;
  • создать необходимое програм­мное обеспечение;
  • внести необходимые изменения и дополнения в правовые документы, сформировав тем самым правовую базу для применения представленной методологии;
  • установить эффективный контроль выполнения соответствующих методических указаний по распределению ответственности субъектов электроэнергетики за надежность во всех сферах ее обеспечения.
    4. Существенным фактором, способствующим практическому решению проблемы, может стать внедрение новейших интеллектуальных технологий (Smart Grid) как в распределительном электросетевом комплексе ОАО «Холдинг МРСК»[3], так и в единой национальной (общероссийской) электрической сети, управляемой ОАО «ФСК ЕЭС» [4].
    Литература
    1. Фраер И. Принципы распределения ответственности за надежность функционирования электроэнергетической системы между ее субъектами // Энерго­Рынок. 2010. № 11. С. 45—52.
    2. Правила функционирования розничных рынков электрической энергии в переходный период реформирования электроэнергетики (с изменениями на 17 марта 2009 г.) // Утверждены Постановлением Правительства Российской Федерации от 31 августа 2006 г. № 530.
    3. Егоров В., Кужеков С. Интеллектуальные технологии в распределительном электросетевом комплексе // ЭнергоРынок. 2010. № 6. С. 26—28.
    4. Чистяков В. Интеллект системы. Выбор главного // Энергополис. 2010. № 6. С. 45—46.