Холдинг МРСК - i

О модернизации учета электроэнергии
Генеральный директор ОАО «Холдинг МРСК» Н.Н. Швец
г. Набережные Челны, 26 октября 2010 г.
220-0,4 кВ
ОАО «ФСК ЕЭС»
МРСК
35-0,4 кВ
ТСО
Потребители,
присоединенные к
шинам станций
Потребители услуг
ОАО «ФСК ЕЭС»
Потребители ТСО
Генераторы
1150-220 кВ
Потребители региональных
сетевых компаний
ОАО «Холдинг МРСК» в системе электроснабжения
потребителей
Управляет распределительными электрическими сетями в 69 субъектах РФ,
на территории которых проживает 87% населения страны
Отвечает за надежность и качество электроснабжения потребителей регионов
Обеспечивает потребности экономики в передающих мощностях, согласованное развитие
распределительного электросетевого комплекса
2
ОАО «Холдинг МРСК»
Основные показатели
Территория обслуживания, тыс. кв. км.
% от территории РФ
Население на обслуживаемой территории,
тыс.чел.
% от населения РФ
Списочная численность работающих, тыс.чел.
Общая протяженность сетей, тыс. км.
Территория функционирования МРСК
7 761
45%
123 871
МРСК
Центра
186
МРСК
Юга
2 102
456
Трансформаторная мощность подстанций,
ГВА
388
Потери электрической энергии, млн.кВтч
Тюменьэнерго
МОЭСК
87%
Количество подстанций, тыс. шт.
Отпущено из сети потребителям и смежным
ТСО, млн.кВтч.
МРСК
МРСК СевероЦентра и
запада
Приволжья
ЯнтарьЛенэнерго
энерго
МРСК
Северного
Кавказа
МРСК
Волги
МРСК
Урала
МРСК
Сибири
Структура акционерного капитала ОАО «Холдинг МРСК»
596 448
Государство
56 696
52,69%
% к отпуску в сеть
Выручка за оказанные услуги по передаче
электрической энергии, млн.руб.
Стоимость электрической энергии
приобретаемой в целях компенсации потерь,
млн.руб.
8,68%
45,46%
479 006
Юридические лица и
номинальные держатели
Физические лица
80 756
1,85%
3
Классификация потерь электроэнергии
и программы по их сокращению
Технические
потери
-1,06 %
Программа
реновации
Технологические
потери
Фактические
потери
Погрешность
средств
измерения
Бездоговорное
потребление
Коммерческие
потери
-1,54 %
Программа
перспективного
развития систем
учета электроэнергии
Безучетное
потребление
4
Программа реновации
Оборудование, требующее замены
52,0 %
ВЛ
КЛ
ПС 35-220 кВ (полная Трансформаторы Выключатели
замена оборудования),
35-220 кВ,
6-220 кВ,
35-220 кВ, 6-220 кВ,
тыс.шт.
тыс. шт.
тыс.шт.
тыс.км.
тыс.км.
4,7
11,8
73
170
39,4
ТП (РП)
6-20 кВ,
тыс.шт.
143
7,4 %
Оборудование, отработавшее нормативный срок
Оборудование, отработавшее два и более нормативных срока
Цели программы реновации
Снижение износа электросетевого
оборудования
Снижение потерь
электроэнергии
ОБЪЕМ СРЕДСТВ - 2,85 ТРЛН.РУБ.:
10%
ЦЕЛЬ
48%
60%
40%
1,205
трлн.руб.
69%
48%
20%
0%
0,308
трлн.руб.
2010
2009
2020
2019
1,337
трлн.руб.
ПС 35-220 кВ
ВЛ (КЛ) 6-220 кВ
ТП-РП 6-20 кВ
потери, %
износ, %
80%
ЦЕЛЬ
8%
6%
4%
8,68%
7,62%
2%
0%
2009
2010
2019
2020
5
Эволюция систем учета электроэнергии
Современный учет
 Ручной сбор
данных со
счетчиков и
ручной процесс
их фиксации
Сбор данных с
помощью
дополнительных
устройств
 Использование
наладонных
компьютеров для
фиксации и
хранения данных
Дистанционный
сбор данных
Автоматизированный
сбор данных
Автоматизированная
инфраструктура
учета
 Использование КПК  Автоматический
 Автоматический сбор и
для получения
сбор данных с
анализ данных о
данных со
приборов учета и
потреблении энергии,
специально
направление их в
управление приборами
оборудованных
центральную БД
учета в удаленном режиме
счетчиков по
для формирования
радиоволнам
объемов оказанных
услуг
Эффективный
потребитель
 Данные с приборов
учета позволяют
анализировать и
контролировать
потребление
Пример
Основные характеристики
Ручной сбор
данных со
счетчиков
6
Состояние учета энергоресурсов
Уровень оснащения приборами учета в России
100%
80%
60%
90%
40%
20%
19%
9%
0%
Отопление и ГВС
Водоснабжение
5%
Электроснабжение
Газоснабжение
Состояние учета электроэнергии на розничном рынке электроэнергии на территории деятельности
ДЗО ОАО «Холдинг МРСК» (69 субъектов РФ)
67%
32%
25
млн.шт.
…
…
– не соответствует НПА
> 12
млн.шт.
― всего точек поставки, в т.ч.
― соответствует НПА
1%
– соответствует НПА
– Соответствуют НПА и позволяют:
— применять дневной/ночной тариф;
— автоматизированную передачу
данных.
5 млн.шт.
4 млн.шт.
> 430 тыс.шт.
20%
Квартиры в
многоквартирных
домах
33%
Частный сектор
50 тыс.шт.
500 тыс.шт.
< 200 тыс.шт.
> 750 тыс.шт.
< 400 тыс.шт.
11,6%
40%
53%
Ввод в
многоквартирные
дома
Потребители
более 150 кВА
Потребители
менее 150 кВА
7
Факторы, влияющие на развитие системы учета
электрической энергии в России
ТЕХНИЧЕСКИЕ ФАКТОРЫ
Неудовлетворительное состояние
основного оборудования
электрических сетей, износ
которого составляет 69%
ОРГАНИЗАЦИОННЫЕ ФАКТОРЫ
СИСТЕМА
УЧЕТА
ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
Отсутствие комплексных
технических требований к
приборам учета электроэнергии
Несоответствие технических
характеристик и технического
состояния установленных систем
и приборов учета современному
уровню технологий
Отсутствие полноценной
мотивации на экономию
электроэнергии
Отсутствие достаточного объема
производства
высокотехнологичных приборов
учета отечественного
производства
Неопределенность по центру
ответственности за организацию
коммерческого учета
электроэнергии
8
Примеры реализации программ современного учета в
международной практике
35 млн. ПУ
32 млн. ПУ
13 млн. ПУ
5 млн. ПУ
1,5 млн. ПУ
Пилот
Тиражирование
0,9 млн. ПУ
Принципы реализации:
– принятие решения на государственном уровне;
– внедрение через распределительные сетевые компании
контролируют более 95 % рынка электросетевых услуг);
(во
Франции,
Италии
и
Испании
– наличие пилотного проекта;
– поэтапное внедрение (от 2 лет - 5,5 млн. ПУ; до 5,5 лет - 35 млн. ПУ).
9
Предлагаемая модель создания современных
систем учета в России
1. Центр ответственности закреплен за одним из субъектов рынка электроэнергии:
 Возможность внедрения единых технических
решений;
 Единый центр ответственности в регионе.
 Снижение стоимости за счет эффекта
масштаба;
2. Центр ответственности – ОАО «Холдинг МРСК»:
 Соответствует мировой практике;
 Заинтересованность в снижении потерь и формировании объема оказанных услуг;
 Единый, привычный для потребителей, центр ответственности – инфраструктурная
организация ;
 Оптимальная стоимость установки и эксплуатации за счет эффекта масштаба и
использования развитой инфраструктуры;
 Наличие квалифицированного персонала;
 Нет дополнительных расходов для потребителя - инвестиции в рамках уже принятых решений
по переходу на долгосрочное тарифное регулирование;
 Развитие конкуренции среди энергосбытовых компаний – за счет равного доступа к
инфраструктуре коммерческого учета;
 Развитие конкуренции среди производителей современных приборов учета - за счет создания
рынка сбыта для современных систем учета;
 Создание элемента активно-адаптивных сетей (smart grid).
10
Комплексная программа по учету электроэнергии
региона
ОАО «Холдинг МРСК», ОАО «РАО ЭС Востока»,
ОАО «Сетевая компания» (Казань), ЗАО «РЭС» (Новосибирск),
ОАО «ИЭСК» (Иркутск), ООО «БашРЭС» (Уфа)
Субъект Российской Федерации
• Утверждение инвестиционных
программ
сетевых
организаций;
• Координация программ систем
учета
всех
видов
энергоресурсов.
Единая техническая политика:
• Требования к приборам учета;
• Требования к монтажу систем
учета;
• Требования к эксплуатации
систем учета.
Распределительная сетевая компания (РСК)
Подстанция 35, 110
Доля в полезном отпуске регионов
достигает 70%.
Подстанция 10/0,4
ЦСОД
Сбытовые
компании
Равные условия доступа
для всех участников рынка
электроэнергии
УСПД
Концентратор
Общедомовой счетчик
Независимые распределительные сетевые
компании
11
Программа перспективного развития систем учета
электроэнергии ДЗО ОАО «Холдинг МРСК»
56,7
Количество точек учета, тыс. шт.
Стоимость, млрд. руб.
Период внедрения, лет
13 744
133,048
10
Средняя стоимость точки учета, руб. 10 200
Средняя стоимость точки учета
бытового абонента, руб.
4 700
млрд. кВтч
9,0%
8,5%
8,0%
7,5%
7,0%
6,5%
46,0
-1,35%
млрд. кВтч
8,68%
2009
7,14%
технологические потери
(1,5-2,0 млрд.кВтч)
2020
коммерческие потери
(8,5-10,5 млрд.кВтч)
Объемы реализации программы
Слагаемые экономического эффекта от
реализации программы
точек учета, тыс. шт.
14,000
133,05 млрд. руб.
12,000
2010-2015гг.
39 млрд. руб.
10,000
8,000
6,000
4,000
2,000
0
2010
2012
2014
2016
2018
2020
Динамика потерь по годам при реализации программы
потери, %.
– дополнительная выручка за услуги по передаче
электроэнергии от снижения коммерческих
потерь;
– снижение затрат на покупку потерь;
– снижение недоотпуска электроэнергии;
– снижение инвестиций в связи с оптимизацией
потребления;
– повышение эффективности выполнения
мероприятий по управлению режимом работы
сети;
– снижение затрат на оплату процентов по
привлеченным кредитам;
– снижение эксплуатационных затрат.
-0,19%
-1,54%
8.64
8.5
8.40
8.10
8.0
7.80
7.70
7.5
7.0
2010
2012
2014
7.60
7.50
2016
7.40
7.30 7.20
2018
7.14
2020
12
Планируемый пилотный проект
Удельная оценка проекта (на 1 точку поставки)
по внедрению современных приборов при
создании единой системы учета показывает
окупаемость модернизации точки поставки в
течении 4,5 лет.
Участники проекта
тыс. руб.
15
10
Характеристики проекта
5
Территория: Пермский край. 50 тыс. точек учета
Субъектный состав: сети - сбыт - муниципальные образования потребитель
Концепция реализации: модернизация систем учета
электроэнергии за счет ОАО «МРСК Урала»
Сроки реализации проекта: 2011-2012 гг.
0
1
2
3
4
5
6
-5
7
год
-10
затраты МРСК
выгоды МРСК
Общий итог
накопительным итогом
Цели проекта
–
–
–
–
реализация на практике основных положений технической политики;
сформулировать, реализовать и протестировать на территории пилотного объекта типовое техническое решение;
выявить системные проблемы и возможности их нормативного урегулирования;
разработать и протестировать методы стимулирования энергоэффективного потребления электроэнергии конечных
потребителей.
13
Предложения
1.
Определить с учетом реализации пилотного проекта единые технические требования к приборам и
системам учета электрической энергии, применяемым в Российской Федерации и сроки повсеместного
перехода к таким требованиям
2.
Определить территориальные сетевые компании как единый центр ответственности за развитие и
эксплуатацию современных систем учета электроэнергии.
3.
Рекомендовать субъектам Российской Федерации при утверждении инвестиционных программ сетевых
компаний при переходе на долгосрочное тарифное регулирование на основе доходности на
инвестированный капитал учитывать программы по созданию современных систем учета электрической
энергии.
14