Текст книги "Операторы коммерческого учета на рынках электроэнергии. Технология и организация деятельности"

Автор книги: Лев Осика

сообщить о нарушении

Текущая страница: 5 (всего у книги 12 страниц) [доступный отрывок для чтения: 5 страниц]

Несмотря на привлекательность обладания техническими средствами АИИС КУЭ (и, следовательно, данными коммерческого учета), это обстоятельство несет в себе существенные риски, которые будут обсуждены в главе 7.

Глава 7
АНАЛИЗ РИСКОВ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ ОКУ

Деятельность ОКУ сопряжена с рядом технологических, финансовых, политических и иных рисков, которые оказывают на его бизнес большее или меньшее влияние. Эти риски можно оценить и спрогнозировать; от них в ряде случаев можно защититься или, по крайней мере, предусмотреть меры минимизации отрицательных последствий реализации опасного события. Построение эффективного бизнеса ОКУ в долгосрочной и среднесрочной перспективе требует организации системы управления рисками с элементами вероятностной оценки финансовых потерь.

Следует сразу оговориться, что в деятельности ОКУ риски, связанные с сертификацией и лицензированием, минимальны. Согласно Федеральному закону от 08.08.2001 г. № 128-ФЗ «О лицензировании отдельных видов деятельности» (Ст. 17) услуги ОКУ не подлежат лицензированию. Их регулирование происходит только в рамках договорных отношений. Требования по сертификации деятельности в области создания и эксплуатации измерительных систем существуют:

у НП «АТС» – в части соблюдения технических и организационных требований на оптовом рынке;

у Ростехрегулирования – на поверку средств измерений, разработку и оформление МВИ;

у Ростехнадзора – в части допуска к электроустановкам напряжением до 1000 В для монтажа и наладки средств измерений.

Риски, связанные с отношениями собственности на средства измерений

Рассмотрим случаи, когда средства измерений принадлежат либо полностью субъекту рынка, либо полностью ОКУ, либо частично ОКУ, частично субъекту рынка. Под средствами измерений здесь понимаются технические компоненты ИК, состоящего из первичных преобразователей тока и напряжения, электрических проводников, клеммников, счетчиков электрической энергии, а также УСПД и соединительные проводники между счетчиками и УСПД. Ниже используется понятие обладателя информации в редакции федерального закона 149-ФЗ как лица, самостоятельно создавшего информацию либо получившего на основании закона или договора право разрешать или ограничивать доступ к информации, определяемой по каким-либо признакам.

Средства измерений принадлежат в полном объеме субъекту рынка. Обладатель информации – субъект рынка.

ОКУ производит измерительные операции, получая доступ к ИС (АИИС КУЭ) на основании договора или соглашения. Вероятен риск встречных требований субъекта рынка к ОКУ об оплате информации.

Эксплуатация ИС может осуществляться как ОКУ, так и субъектом рынка. Если ОКУ не эксплуатирует ИС (АИИС КУЭ), то он не несет ответственности за их состояние. Тогда имеет место риск неполучения информации или ее плохого качества, обусловленный ненадлежащей эксплуатацией технических средств.

В данном случае у ОКУ нет составляющей капитализации за счет основных фондов, связанных с ИС (АИИС КУЭ), но ОКУ не несет и затрат на эксплуатацию соответствующих технических средств. Модернизация технических средств учета в соответствии с требованиями ОКУ и (или) нормативных документов затруднена из-за отсутствия прямой заинтересованности владельца.

Это вариант допустимый, но повышающий технологические риски операционной деятельности ОКУ.

Средства измерений принадлежат в полном объеме ОКУ. Обладатель информации – ОКУ.

Если в собственности ОКУ находятся все ИК и УСПД, располагающиеся на территории сетевой компании, потребителя или ГК, то весьма вероятен отказ в доступе к аппаратуре и электрическим цепям. При осуществлении эксплуатации комплекса субъектом рынка присутствуют риски, связанные с недобросовестной эксплуатацией комплексов, затруднена модернизация и техническое перевооружение ИС (АИИС КУЭ) в условиях «чужого» РУ.

Если ОКУ эксплуатирует ИС, то риски неполучения информации полностью управляются ОКУ. Основные производственные фонды, связанные с коммерческим учетом, увеличивают капитализацию оператора. Однако при этом возникают риски конфликтов между ОКУ и собственником электроустановки, например, вследствие несовпадения планов вывода в ремонт основного оборудования.

Средства измерений принадлежат частично субъекту рынка, частично ОКУ. Право обладания информацией законом не определено.

Достаточно распространенный на сегодняшний день случай, когда на территории электроустановки одного субъекта рынка находятся счетчики и УСПД, принадлежащие смежному субъекту рынка. При этом ТТ и ТН, их вторичные цепи и монтажные устройства (шкафы, клеммники и т. д.) – собственность владельца электроустановки. Основной риск – конфликт из-за отсутствия нормативного указания, как определять в этом случае обладателя информации. Урегулирование возможно путем взаимного согласия, нашедшего отражение в договоре или соглашении.

Ущерб от реализации рассматриваемых рисков может быть возмещен полностью или частично при страховании рискоопасных событий.

Риски смены модели рынка или модели коммерческого учета

Риски смены модели рынка можно подразделить на регуляторные и рыночные.

Регуляторные риски возникают в связи с вмешательством государственных органов в деятельность энергетических компаний и ОКУ, которое носит ограничительный характер. К ним относятся:

риски тарифного регулирования (для сетевых организаций, ГП, СО и НП «АТС»);

риски технического регулирования (технические регламенты, стандарты);

риски антимонопольного регулирования;

иные риски, в т. ч. неопределенность специального законодательства.

ОКУ не может управлять рассмотренной категорией рисков самостоятельно. Их надо принять и учесть в своей деятельности. Здесь возможен такой инструмент хеджирования, как страхование.

Риски тарифного регулирования являются наиболее серьезными. В среднесрочной перспективе тарифное регулирование будет по-прежнему оказывать определяющее влияние на экономику компаний, работающих в сфере электроэнергетики. В мировой практике принято повышать предсказуемость тарифного регулирования для снижения регуляторных рисков.

Риски технического регулирования связаны со сложностью выполнения различных стандартов и регламентов, а также частым их изменением и ужесточением.

Говоря о рисках антимонопольного регулирования, стоит отметить, что Федеральная антимонопольная служба (ФАС) по-прежнему намерена руководствоваться субъективными критериями при одобрении сделок (принятии решений) по итогам антимонопольных расследований.

Рыночные риски обусловлены изменением правил функционирования оптового или розничных рынков, колебаниями цен, изменением процентных ставок, уровня ликвидности ценных бумаг и т. д. Их можно разделить:

на риски, связанные с процентной ставкой – риски изменения стоимости капитала;

транзакционные риски – риски влияния крупных транзакций на параметры рынка (например, цену);

инфраструктурные риски – состояние инфраструктуры рынка.

В свою очередь, риски смены модели коммерческого учета также носят характер регуляторных и рыночных рисков. Первые возникают при административном давлении государственных органов, направленном на ограничение конкуренции в бизнесе ОКУ; вторые связаны с изменением правил коммерческого учета, появлением мощных конкурентов, увеличением степени аффилированности субъектов рынка и др.

Технологические риски

К технологическим рискам относятся ошибки при измерениях, расчетах и (или) учете, нарушение сроков представления информации, сбои в программном обеспечении, утрата базы данных, а также любое иное нарушение технологических условий, связанных с исполнением ОКУ своих услуг по договору (соглашению). Рассмотрим следующую их классификацию.

Операционные риски возникают в связи с несовершенством организации процессов, ошибками персонала, неблагоприятными внешними событиями.

Технические риски являются следствиями технических неисправностей, некачественных ремонтов, физическим и моральным износом аппаратуры.

Риски непрерывности бизнеса обусловлены нарушениями нормального режима выполнения бизнес-процессов ОКУ в течение такого промежутка времени, когда появляется вероятность его несоответствия технологическим условиям договора (соглашения). Данные риски требуют специального изучения и не могут быть предсказаны по результатам деятельности российских ОКУ вследствие непредставительности имеющейся информации.

Операционные и технические риски связаны с использованием в деятельности ОКУ измерительных и информационных систем. При этом наблюдается так называемый «эффект масштаба», когда появляются специфические трудности при интеграции ряда локальных относительно простых систем в сложную систему. Создание мощного IT-обеспечения деятельности ОКУ, подключение к базам данных все новых АИИС КУЭ влечет за собой риски появления новых эффектов, которых нельзя было предвидеть при проектировании информационной системы.

Риск ликвидации ОКу из-за ненадлежащего исполнения функций основной деятельности

Может реализоваться из-за просчетов в организации ОКУ, грубых ошибок в операционной деятельности, а также при отсутствии адекватного ответа на изменения правил рынков. Неблагоприятное событие в сфере основных видов бизнеса ОКУ не может произойти мгновенно, поэтому при правильно поставленной работе с заказчиками риск легко управляем. Однако здесь требуется постоянный мониторинг внешней среды (законодательство, экономическая ситуация в стране, ход реформы электроэнергетики) и качества оказываемых услуг.

Система управления рисками

Управление рисками ОКУ целесообразно выстраивать на комплексной основе. Оно должно включать в себя следующие элементы контроля:

среда внутреннего контроля – повышение осведомленности сотрудников об управлении рисками и системе контроля. Система внутреннего контроля должна стать частью корпоративной культуры;

выявление рисков и целей контроля – своевременное выявление рисков, распределение полномочий по управлению ими и установление четких целей контроля;

информация и информирование – получение своевременной, достоверной и адекватной информации по рискам. Контрольная информация должна передаваться заранее определенным получателям из числа руководства;

процедуры внутреннего контроля – процедуры, обеспечивающие полный и точный учет операций, соблюдение требований законодательных и нормативных актов, надежность обработки данных и целостность информации;

мониторинг и корректировка – выявление изменений внешних и внутренних условий деятельности, требующих соответствующих модификаций процедур внутреннего контроля, выявления недостатков и осуществления корректировок.

При определении эффективности системы внутреннего контроля необходимо учитывать не конкретные методы и технологии, количество проведенных проверок или выявленных ошибок, а действия (или бездействие) менеджмента и владельцев ОКУ, направленные на внедрение внутреннего контроля во все бизнес-процессы, своевременную оценку рисков и эффективности мер контроля, применяемых для смягчения их воздействия.

Для построения системы управления рисками целесообразно применять комплекс мер, включающий в себя следующие основные компоненты.

1. Формирование политики управления рисками на уровне совета директоров с определением толерантности к риску по основным направлениям деятельности ОКУ, сопряженной с иерархией управления и ресурсами компании.

2. Типологизация, идентификация и ранжирование групп рисков по основным направлениям деятельности на уровне топ-менеджмента

ОКУ.

3. Оценка основных групп рисков и определение способов управления рисками (уклонения, компенсация, минимизация и т. п.) на уровне исполнительного менеджмента.

4. Формирование интегральных карт полномочий и ответственности за управление рисками по всей иерархии управления и разным функциональным подразделениям компании.

Для снижения рисков ОКУ можно рекомендовать следующие действия, направленные на их минимизацию:

предоставление сбытовым, сетевым и генерирующим компаниям особых условий при оказании услуг;

внедрение только экономически обоснованных инвестиционных проектов по развитию АИИС КУЭ и IT-обеспечения;

осуществление мероприятий по снижению издержек при оказании услуг;

создание системы найма персонала с несколькими ступенями тестирования, собеседований и других мероприятий, которые позволят принимать на работу в ОКУ наиболее подготовленных специалистов, имеющих опыт работы и необходимые навыки;

создание системы обучения сотрудников, повышения их квалификации, ежегодной аттестации;

внедрение современного информационного обеспечения по учету электроэнергии на основании передовых IT-решений;

отслеживание изменений нормативной базы и оперативное изменение схем работы с заказчиками;

разработка эффективной системы регламентной документации, включающей в себя положения о подразделениях, должностные инструкции, регламенты деятельности с указанием задач, функций и ответственности менеджеров за своевременность и правильность принятия решений по минимизации рисков в сфере их компетенции;

расширение клиентской базы (сетевые организации, ЭСК, ГК, НП «АТС», СО и компании, осуществляющие тепло-, водо– и газоснабжение);

расширение спектра предлагаемых услуг (коммерческий учет газа, воды, тепловой энергии, услуги связи)

популяризация своей деятельности, разъяснительная работа с государственными органами, органами местного самоуправления, с населением и бизнес-партнерами.

Глава 8
ОСОБЕННОСТИ КОММЕРЦИАЛИЗАЦИИ БИЛЛИНГА В БЫТОВОМ СЕКТОРЕ

Одним из наиболее перспективных направлений деятельности ОКУ является оказание биллинговых услуг потребителям – гражданам. Опыт сбытовой деятельности и маркетинговые исследования показали, что целевые потребности этой клиентуры сводятся к следующим основным положениям:

получать единый счет по всем видам коммунальных услуг;

решать все вопросы в одной организации;

совершать любые регулярные платежи там, где удобно;

получать всю необходимую информацию так, как этого хочется.

ОКУ по характеру своей деятельности и статусу как нельзя лучше может удовлетворять этим требованиям. Однако полностью соответствовать запросам бытового клиента ОКУ сможет, только обладая соответствующими технологическими возможностями. К ним относятся: единая высокоэффективная IT-платформа и автоматизация сбора первичных данных коммерческого учета.

Наиболее актуальной на сегодняшний день задачей является организация автоматизированных систем измерения объемов электроэнергии у бытовых потребителей, сбора и регистрации данных. Этому вопросу посвящены исследования и разработки многих специалистов и фирм, как в России, так и за рубежом. Большой вклад в постановку и решение технических вопросов коммерческого учета в нашей стране принадлежит В. В. Тубинису, идеи которого [10, 11] будут использованы при дальнейшем изложении материала данной главы.

Современное состояние биллинга и перспективы его развития

Энергоснабжение потребителей (абонентов) в бытовом секторе имеет следующие особенности:

относительно малый в большинстве регионов (за исключением крупных городов) удельный вес бытового потребления в балансе электроэнергии страны;

достаточно низкое по сравнению с передовыми индустриальными странами потребление среднего российского бытового абонента;

многочисленность бытовых абонентов, сосредоточенных, главным образом, в городах и поселках городского типа;

практическое отсутствие эксплуатации внутридомовых сетей в многоэтажных домах и их незащищенность от вандализма;

низкие тарифы для населения, обусловленные все еще существующим явным и неявным «перекрестным субсидированием».

Упомянутые особенности делали до последнего времени экономически нецелесообразным простой перенос автоматизированных систем учета, используемых на промышленных предприятиях, даже в многоквартирные городские дома, не говоря уже о сельской местности. При существующих в России тарифах они просто не окупали себя в разумные сроки.

Исторически сложилось так, что до конца 90-х годов ХХ века в балансе электроэнергии страны доля бытового электропотребления не превышала 12 %, а в соответствующем финансовом балансе – всего 3–4 %. Поэтому в свое время было признано нецелесообразным содержать штат «бытовых» контролеров в энергосбытовых организациях (в т. ч. в сбытовых подразделениях Минэнерго СССР, а в последствии – РАО «ЕЭС России»). С тех пор плата за электроэнергию, потребленную на бытовые нужды, осуществляется на уникальном принципе «самообслуживания»,[19]19
  Такой же принцип используется сейчас и в системе коммерческого учета на оптовом рынке, когда каждый субъект самостоятельно оформляет «Акт оборота электроэнергии».


[Закрыть] при котором абонент сам себе выписывает счет, снимая показания счетчика, когда ему это заблагорассудится, и вносит плату, не соблюдая установленных сроков.

После ликвидации существующего в России перекрестного субсидирования и доведения тарифов на электроэнергию у бытовых потребителей до уровня, компенсирующего затраты на ее производство, распределение и сбыт с учетом нормативного уровня прибыли, доля бытового сектора в балансе доходов сбытовых компаний существенно увеличится. Одновременно обострятся проблемы «неплатежей» и воровства электроэнергии. Мировой опыт свидетельствует, что если «быт» приносит более 20 % доходов, то сбытовые компании вынуждены принимать специальные меры по повышению уровня «собираемости» платежей от населения. Например, выполнять дистанционное автоматизированное снятие показаний со счетчиков; автоматизировать выписку счетов. С организационной точки зрения это, безусловно, приведет к отмене в таких регионах системы «самообслуживания» и заставит местные сбытовые компании заниматься выпиской счетов бытовым потребителям со всеми вытекающими из этой массовой процедуры последствиями.

Учитывая вышесказанное, а также отечественный и мировой опыт организации биллинга в бытовом секторе, можно выделить следующие основные проблемы сбора платежей за использованную бытовыми потребителями электроэнергию.

Переход к периодическому (ежемесячному или ежеквартальному) массовому списанию показаний счетчиков контролерами энергосбытовых компаний резко обострит задачу попадания самих контролеров к местам установки счетчиков, не говоря уже о многократном увеличении численности контролеров. В качестве альтернативы становится актуальной организация дистанционного считывания показаний счетчиков.

При массовом списании показаний счетчиков контролерами необходимо будет свести к минимуму искажение показаний счетчиков самими контролерами в результате самопроизвольных ошибок или преднамеренных действий. В данном случае одним из путей решения проблемы следует считать возможность оснащения счетчиков устройствами для считывания с них показаний на переносные носители информации. Тогда самим контролерам необходимо иметь средства для осуществления такого считывания (например, переносной пульт, notebook). В результате контролеры превращаются в «носителей пультов» и лишаются возможности изменять показания счетчиков.

Размещение самого счетчика необходимо производить таким образом, чтобы это было удобно и самому потребителю, и контролеру энергоснабжающей организации. В России счетчики стоят в подъездах домов, в США счетчики ставят у входа в дом, что очень удобно контролерам, но неудобно «бережливым» потребителям, желающим почаще смотреть на него для обеспечения экономии. Во многих странах счетчики ставят внутри квартир, что очень удобно потребителям, но совсем неудобно контролерам. Учитывая, что квартира жителя промышленно развитых стран оснащена несколькими счетчиками (газа, тепла, горячей и холодной воды, электричества), которые эксплуатируются зачастую разными энергокомпаниями, проблема эта не простая и требует комплексного решения. По мере удорожания топливно-энергетических ресурсов и развития жилищно-коммунальной реформы она обострится и в нашей стране.

Неизбежный рост тарифов на оптовом и розничном рынках также неизбежно приведет к развитию тарифного меню для бытовых потребителей. Появятся новые для России виды тарифов (например, блочные или ступенчатые, когда стоимость электроэнергии зависит от объема ее потребления, дифференцированные по зонам суток и дням недели и т. п.) и новые системы оплаты за израсходованную электроэнергию (система предоплаты и пр.). Однако если исходить из необходимости строгого соблюдения положений действующего Гражданского Кодекса РФ, ФЗ «О конкуренции и ограничении монополистической деятельности на товарных рынках» и ФЗ «О защите прав потребителей» потребитель сам должен выбирать наиболее выгодный для него тариф (как это делается в большинстве стран с развитой рыночной экономикой). Это неизбежно приведет к появлению в одном многоквартирном доме нескольких различных типов счетчиков, что значительно усложнит и удорожит эксплуатацию этих дорогостоящих устройств, обострит вопрос об их сохранности в этажных щитках, а в отдельных случаях потребует нестандартных решений по их размещению, когда они не будут вписываться в стандартные щитки.

Кроме того, каждый раз, когда потребитель захочет поменять свою тарифную систему, необходимо будет демонтировать у него старые счетчики и устанавливать новые. Для ликвидации возникающих при этом трудностей необходимо вносить соответствующие изменения и дополнения в нормы проектирования и другие нормативно-технические документы.

Массовая выписка счетов для многочисленных бытовых потребителей и необходимость исключения неизбежно возникающих при этом ошибок потребуют максимальной механизации и автоматизации этого процесса.

Одной из моделей организации биллинга в бытовом секторе является введение коммерческого учета в целом по многоквартирному дому, по товариществу собственников жилья (ТСЖ) или другой структуре, ответственной за эксплуатацию внутридомовых электрических сетей (владеющей этой сетью).[20]20
  Подобный подход, связанный с установкой общедомовых счетчиков, уже предлагается (например, ОАО «ФОСТЭН», Москва) для учета потребления горячей и холодной воды.


[Закрыть] Такая модель имеет следующие преимущества:

коммерческий учет организуется там, где ему и надлежит быть – на границе балансовой принадлежности между сетевой компанией и внутридомовой сетью, имеющей другого собственника;

система коммерческого учета сбытовой компании вследствие резкого уменьшения объема задачи гораздо проще подвергается автоматизации, реконструкции и техническому перевооружению;

упрощается биллинг для энергосбытовой компании. Острота проблемы автоматизации системы коммерческого учета снижается, т. к. становится возможным визуальное считывание показаний приборов учета (расположенных во вводных распределительных устройствах домов) уполномоченным персоналом (контролерами);

упрощается определение технических и коммерческих потерь в сетях сетевых компаний, повышается точность их расчетов.

В то же время потребуется организация самой трудоемкой и «грязной» работы по сбору денежных средств за использованную электроэнергию с бытовых потребителей на уровне ТСЖ, жилищно-эксплуатационных структур и т. д. Введение такой модели является компетенцией региональной администрации и должно быть опробовано в нескольких разных городах или поселках с многоэтажной застройкой.

Что касается коттеджной застройки, то повсеместной нормой должна стать организация «вынесенного» учета, допускающего съем показаний приборов за границей частных владений.

АСКУЭ бытовых потребителей за рубежом

Во многих странах с развитой рыночной экономикой все ранее перечисленные проблемы энергосбытоых организаций решаются путем внедрения АСКУЭ у бытовых потребителей.

В мировой практике подобные системы имеют обозначение «AMR systems» (Automatic meter reading (AMR) – система автоматического считывания показаний счетчиков). Почти все мировые приборостроительные компании много лет работали над созданием простых, надежных и «дешевых» счетчиков и автоматизированных систем для бытовых потребителей. При разработке таких систем соблюдались два основных подхода: система должна быть окупаемой и обеспечивать повышенную надежность функционирования. В настоящее время такие системы созданы, производятся серийно и массово внедряются во многих странах, как развитых, так и развивающихся. Отличительной особенностью большинства подобных систем является использование PLC– технологий.[21]21
  Power Line Communications – передача информации по силовой электрической сети.


[Закрыть] е. передачи данных по силовой сети.

Технические решения, используемые в системах AMR на базе PLC-технологий, позволяют:

у большинства потребителей сохранить дешевые однотарифные индукционные или электронные счетчики с передачей данных от них по силовой сети в групповые устройства сбора данных;

внедрять у каждого потребителя любые новые тарифные системы, изменяя только программное обеспечение в устройстве сбора данных, без каких бы то ни было монтажных работ и замены счетчиков;

за несколько секунд списывать показания счетчиков по многоквартирному дому дистанционно, не входя в помещения, где они установлены; при этом сами контролеры лишаются возможности изменять показания счетчиков;

выявлять хищения электроэнергии, сигнализировать об этом и даже дистанционно отключать неплательщиков.

Наиболее известный пример успешного внедрения технологии AMR – итальянская система Telegestore.

В настоящее время в Италии крупнейшая национальная энергоснабжающая компания Enel завершает работы по созданию уникальной автоматизированной системы Telegestore для бытовых потребителей, которая позволит ей не только дистанционно считывать показания счетчиков, но и централизованно управлять электропотреблением и распределительной сетью. Успешно осуществлена массовая замена 30 млн устаревших индукционных счетчиков на специальные электронные счетчики, объединенные по PLC-технологии в единую систему дистанционного управления абонентской сетью.

Система очень эффективна в экономическом отношении. Enel, исходя из существующих расценок на электроэнергию и применимых норм, предположила окупаемость системы в течение 5 лет, что подтвердилось в процессе эксплуатации. Основной составляющей экономической эффективности проекта Telegestore является снижение собственных затрат компании Enel на организацию снятия показаний счетчиков, изменения контрактных условий у потребителя и выписки счетов. Конечно же, при внедрении проекта снижаются и неплатежи (в среднем, как считают итальянские специалисты, на 6 %). Эффект от выравнивания графика нагрузки при этом даже не учитывался, так как действовавшая и до внедрения Telegestore система тарифов тоже его обеспечивала, только с большими затратами.

Telegestore позволяет выполнять:

дистанционное управление потреблением электроэнергии c учетом дифференцированных тарифов;

дистанционное изменение параметров контракта (заявленной потребности в электроэнергии);

дистанционное отключение потребителя в случае необходимости (например, в случае расторжения контракта);

контроль качества услуг, предоставляемых каждому отдельному абоненту (число и продолжительность прерываний);

обнаружение и предотвращение случаев мошенничества;

передачу данных абоненту в режиме реального времени для поддержки алгоритмов управления нагрузкой и многотарифности;

управление нагрузкой, доступное для абонента;

передачу абоненту сообщений о потреблении электроэнергии и технико-коммерческих сообщений, а также информации для управления нагрузкой в режиме реального времени.

Кроме того, Telegestore может обеспечить переход бытовых потребителей на тарифную систему, дифференцированную по потребляемой мощности. При этом в контракте с абонентом оговариваются различные пороги (контрактные пределы) и характеристики сети низкого напряжения (уставки защиты). Максимальный порог потребляемой мощности может изменяться с шагом 0,1 кВт до 10 кВт для одной фазы и 200 кВт для многофазной сети. Потребление электроэнергии сверх заявленного предела регулируется следующими способами:

немедленное отключение;

предупредительный сигнал и отсроченное отключение;

регистрация данных о потреблении в специальном регистре для правильного биллинга без отключения.

Системы с передачей информации по силовой сети универсальны и многофункциональны, так как наравне с обработкой информации о потреблении различных видов энергетических ресурсов могут легко быть дополнены и другими функциями, например охранно-пожарной сигнализацией. Это только повышает их эффективность и снижает сроки окупаемости.

Ниже приведены краткие технические описания зарубежных систем AMR на базе PLC-технологий.

Итальянская оптимизированная система дистанционного снятия данных и телеуправления по силовой сети – MITOS (Meter Integrated Telemanagement Optimised System)

MITOS представляет собой новейший комплекс технических средств для энергосбытовых организаций, автоматизирующих их работу с бытовыми потребителями электроэнергии. Система разработана и серийно выпускается «Центром разработки систем дистанционного телеуправления энергопотреблением» и заводом фирмы «Шлюмберже» (Милан, Италия).

Система отвечает требованиям надежности и окупаемости. Она представляет собой законченный ряд устройств модульной конструкции, приспосабливаемых под конкретные нужды энергосбытовой организации. MITOS обеспечивает двусторонний обмен данными по проводам электрической сети низкого напряжения (на одной ступени трансформации) между традиционными индукционными одно-и трехфазными счетчиками существующей двухтарифной системы, дополненных специальными электронными компонентами, и другими элементами системы.

Компоненты системы встраиваются в корпуса счетчиков производства фирмы «Шлюмберже». Помимо дистанционного снятия показаний система обеспечивает такие функции, как выявление хищений электроэнергии, дистанционное отключение и подключение абонента, переключение тарифов, управление энергопотреблением абонента и т. п. Все элементы системы могут быть переконфигурированы дистанционно. Модульность системы позволяет оптимизировать ее архитектуру, обеспечивая наименьшие расходы при установке и эксплуатации.

Предлагаются следующие варианты построения системы.

1. Централизованная архитектура. Предназначена для густонаселенных районов. Включает в себя установленные в корпусах счетчиков интерфейсные модули, один концентратор на каждый распределительный трансформатор и центральное оборудование. Централизованная архитектура позволяет энергосбытовой организации управлять работой всей системы с центрального пункта, избегая необходимости нанесения визита в жилище абонента и к местам установки концентраторов.

2. Полуцентрализованная архитектура. Наиболее удобна для работы с коммерческими абонентами (по принятой в России терминологии, мелкомоторные потребители). Может служить основой для создания эффективной системы телеуправления потреблением.

Включает в себя установленные в корпусах счетчиков интерфейсные модули, необходимую инфраструктуру (один концентратор на каждый распределительный трансформатор). Функции управления и конфигурирования выполняются специальной программой портативного компьютера, соединенного с последовательным портом концентратора.