РЕГУЛИРОВАНИЕ КАЧЕСТВА УСЛУГ В ОБЛАСТИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В ИТАЛИИ

Autorità per l'energia elettrica e il gas 1

РЕГУЛИРОВАНИЕ КАЧЕСТВА УСЛУГ В ОБЛАСТИ

ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В ИТАЛИИ

ФЕРРУЧИО ВИЛЛАУправление контроля качества

снабжения и по делам потребителейГлава отдела контроля качества

снабжения электроэнергией Глава отдела по умному учёту

электричества и газаУчебный визит ФСТ России

Милан, 4 марта 2010


ПОВЕСТКА ДНЯ

• Обзор регулирования качества услуг в области электроэнергии

• Краткий обзор регулирования умных систем учёта электроэнергии и газа

СТАНДАРТЫ КАЧЕСТВА

(гарантированные/всеобъемлющие)

и ДИРЕКТИВЫСт. 2(12) пар. h)

Автоматическая компенсация

В СУЧАЕ НЕИСПОЛНЕНИЯ СТАНДАРТАСт. 2(12) пар. g)

Связь качества поставляемых услуг с

размером тарифаСт. 2(19) пар. a) Ст. 2(12) пар. e)

ПРЕДЛОЖЕНИЯ ПО ЛИЦЕНЗИРОВАНИ

ЮСт. 2(12) пар. b) и o)

Орган регулирования

(для лиц отвечающих за лицензирование)

(для клиентов)

САНКЦИИ В СЛУЧАЕ НЕВЫПОЛНЕНИЯ

РАСПОРЯДИТЕЛЬНЫХ УКАЗАНИЙ

Ст. 2(20) пар. c)

(для комм. служб)

НОРМАТИВНО-ПРАВОВАЯ БАЗАЮридические полномочия органов

регулирования


• Закон предусматривает два типа стандартов качества – Гарантированные стандарты (ГС): их функция

заключается в обеспечении минимального уровня качества всем клиентам и таким образом они ориентированы на защиту потребителей, обслуживаемых хуже всех, посредством компенсации;

– Всеобъемлющие стандарты (ВС): их функция заключается в мониторинге деятельности компаний на системном уровне и т.о. oни ориентированы на обеспечение совершенствования посредством стимулирующих/штрафных схем

• Выбор типа стандартов в зависимости от различных аспектов качества осуществляется органами регулирования

НОРМАТИВНО-ПРАВОВАЯ БАЗА Гарантированные и

всеобъемлющие стандарты


НОРМАТИВНО-ПРАВОВАЯ БАЗА Гарантированные и

всеобъемлющие стандарты• Гарантированные стандарты

– Относятся к каждой отдельной сделке между клиентом и коммунальной службой

– Детализированная информация о деятельности компании, вплоть до уровня отдельного клиента (необходимо детальное исследование)

– Гарантированный стандарт = минимальный уровень качества• ТК: максимальное время на подключение клиентов при несложных

работах• НЭ: максимальное количество отключений в год на одного потребителя

• Всеобъемлющие стандарты– Ссылаются на среднюю производительность коммунальных служб в

конкретной области– Функция мониторинга посредством периодической публикации

результатов (может влиять на репутацию компании, если это не финансовые показатели)

– Всеобъемлющий стандарт= среднее качество (или качество в данном процентильном эквиваленте) • ТК: по крайней мере на 90% претензий клиентов ответ поступает в

течении максимального времени, отведенного на исчерпывающий ответ• НЭ: максимальное количество отключений в год на одного потребителя

(средний показатель для конкретной области)


СРЕДСТВА РЕГУИРОВАНИЯ КАЧЕСТВА УСЛУГ - МНОГОАСПЕКТНОЕ

РЕГУЛИРОВАНИЕ НАПРЯЖЕНИЯ

•ПРОВЕРКА НАПРЯЖЕНИЯ•КОЛЕБАНИЯ НАПРЯЖЕНИЯ•ПОВЫШЕНИЕ/СПАД НАПРЯЖЕНИЯ

•ЧАСТОЕ СКАЧКООБРАЗНОЕ ИЗМЕНЕИЕ НАПРЯЖЕНИЯ

•МЕРЦАНИЕ•ГАРМОНИЧЕСКИЕ ВОЛНЫ•ДИСБАЛАНС

КАЧЕСТВО НАПРЯЖЕНИЯ

ТОВАРНОЕ КАЧЕСТВО

•CALL- ЦЕНТРЫ•ВЫСТВЛЕНИЕ СЧЕТОВ•ЖАЛОБЫ•ПОВТОРНОЕ ПРИСОЕДИНЕНИЯ К СЕТИ ПОСЛЕ ОТСОЕДИНЕНИЯ ЗА НЕУПЛАТУ

•ПОДСЧЁТ ПОКАЗАТЕЛЕЙ•ВСТРЕЧИ•НОВЫЕ СМЕТЫ ПОСТАВОК•ПРИСОЕДИНЕНИЯ К СЕТИ•ОБЕСПЕЧЕНИЕ СНАБЖЕНИЯ•ПРОВЕРКА СЧЁТЧИКОВ

НЕПРЕРЫВНОСТЬ ЭНЕРГОСНАБЖЕНИ

Я

•НЕЗАПЛАНИРОВАННЫЕ ПЕРЕБОИ ЭНЕРГОСНАБЖЕНИЯ (ДЛИТЕЛЬНЫЕ И КРАТКОВРЕМЕННЫЕ)

•ЗАПЛАНИРОВАННЫЕ (ПРОГНОЩИРУЕМЫЕ)ПЕРЕБОИ ЭНЕРГОСНАБЖЕНИЯ

УСЛУГИ В ОБЛАСТИ

ЭЛЕКТРОЭЕНРГЕТИКИ

ЭН

ЕР

ГО

СН

АБ

ЖЕН

ИЯ

ГЕН

ЕР

АЦ

ИЯ

, ТР

АН

СМ

ИС

СИ

Я И

Д

ИС

ТР

ИБ

УЦ

ИЯ


ОБЕСПЕЧЕНИЕ ПОВЫШЕНИЯ

КАЧЕСТВА ОБСЛУЖИВАНИ

Я

• УСТАНАВЛИВАТЬ И СОБЛЮДАТЬ ВСЕОБЪЕМЛЮЩИЕ СТАНДАРТЫ КАЧЕСТВА

• УВЯЗКА КАЧЕСТВА ОБСЛУЖИВАНИЯ И РАЗМЕРОВ ПЛАТЕЖЕЙ (ТАРИФОВ)

ОДОБРЕНИЕ И ИСПЫТАНИЕ РЫНОЧНЫХ

МЕХАНИЗМОВ

• ОТДАВАТЬ ПРЕДПОЧТЕНИЕ ВЫБОРУ ПОТРЕБИТЕЛЯ В СИТУАЦИЯХ, В КОТОРЫХ ЭТО ЯВЛЯЕТСЯ ВОЗМОЖНЫМ И БЕЗОПАСНЫМ

ЗАЩИТА ПОТРЕБИТЕЛЕЙ

ОБСЛУЖИВАЕМЫХ НАИХУДШИМ

ОБРАЗОМ

• УСТАНАВЛИВАТЬ И СОБЛЮДАТЬ ГАРАНТИРОВАННЫЕ СТАНДАРТЫ КАЧЕСТВА

• ОПРЕДЕЛЯТЬ РАЗМЕР ИНДИВИДУАЛЬНОЙ КОМПЕНСАЦИИ ЗА НЕСООТВЕТСТВИЕ СТАНДАРТАМ

ПРЕДОСТАВИТЬ ИНФОРМАЦИЮ

• УСТАНАВЛИВАТЬ НАДЁЖНЫЕ ПРАВИЛА ОЦЕНКИ ФАКТОРОВ КАЧЕСТВА

• ПУБЛИКАЦИЯ ФАКТИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ КАЧЕСТВА

ЦЕЛИ РЕГУЛИРОВАНИЯ КАЧЕСТВА ОБСЛУЖИВАНИЯ

РЕГУЛИРОВАНИЕКАЧЕСТВА

ПРЕДВАРИТЕЛЬНО

СТИМУЛИРОВАНИЕ РЕГУЛИРОВАНИЯ КАЧЕСТВА ()РЕГУДИРОВАНИЕ ПО

ЭФФЕКТИВНОСТИКОНКУРЕНЦИ

Я


КОНЦЕПТУАЛЬНЫЙ ПЛАН РЕГУЛИРОВАНИЯ КАЧЕСТВА

ОБСЛУЖИВАНИЯ




КАЧЕСТВА ОБСЛУЖИВАНИЯ



ОБРАЗОМ

ДЕЛАТЬ ИНФОРМАЦИЮ

ДОСТУПНОЙ

Публикация актуальных показателей

качества

Гарантируемые стандарты качества

Качество центров

обращения


НЕПРЕРЫВНОСТЬ ЭНЕРГОСНАБЖЕНИЯ


Системы мониторинга

качества напряжения

Минимальные стандарты качества

напряжения

Контракты на качество

электроэнергии

Механизмы поощрения и

штрафов

Стандарты для многократных/чрезвычайно длительных

отключений

Руководство по мерам





Мониторинг непрерывности распределения поставок


обращения














ОБРАЗОМ


ДОСТУПНОЙ






качества





штрафов


Руководство по мерам регулирования:

Непрерывность поставок – основные понятия• Территориальная классификация пострадавших

клиентов

• Клиенты получающие низкий уровень напряжения и страдающие от перебоев подачи энергии

• Система телеуправления

• Регистрация перебоев подачи энергии

• Форс-мажор

• Как оценивается непрерывность

• Кто оценивает непрерывность

• Проверка информации по непрерывности энергоснабжения


• Территориальная классификация необходима в целях установления отдельных приемлемых стандартов

• Итальянская классификация• Городские (“с высокой плотностью

населения”) области: территория населенных пунктов с более чем 50,000 жителей

• Переходные городские (“со средней плотностью населения”) области: территория населенных пунктов с более чем 5,000, но менее чем с 50,000 жителей

• Сельские(“с низкой плотностью населения”) области: территория населенных пунктов с более чем 5,000 жителей

ТЕРРИТОРИАЛЬНАЯ КЛАССИФИКАЦИЯ ПОСТРАДАВШИХ

КЛИЕНТОВ


Клиенты получающие низкий уровень напряжения и страдающие от перебоев подачи энергии

• Перебои, возникшие в следствии неисправностей трансформаторов с высоким или средним уровнем напряжения:

Оценка количества клиентов получающих низкий уровень напряжения =

Трансф. со средним/низким уровнем напряжения * количество пользователей ,получающих низкий уровень напряжения от трансф. со средним/низким уровнем напряжения

(высчитывается отдельно для каждого районного уровня)• Перебои, возникшие в следствии неисправностей

трансформаторов с низким уровнем напряжения: Оценка количества клиентов получающих низкий уровень напряжения =

количество линий низкого напряжения * количество пользователей, получающих низкий уровень напряжения на линии низкого напряжения (высчитывается отдельно для каждого районного уровня)

До 2007: оценка

С 2008: конкретное число• Посредством информационных систем(напр.: SCADA, GIS, и т.д.)

• Посредством систем умного учёта (финансовый стимул; в таком случае регистрация фактического количества клиентов получающих низкий уровень напряжения переносится на 2010)


СИСТЕМА ТЕЛЕУПРАВЛЕНИЯ

• В Италии при регулировании непрерывности энергоснабжения устанавливаются минимальные требования по системе телеуправления (для высокого и низкого уровня напряжения)

– Каждый раз включение и выключение размыкателя (на высоком и среднем уровне, >1 кВ)должно автоматически отражаться и фиксироваться

– Должны иметься автоматические распечатки, отражающие все происшествия в сети

– Система телеуправления должна быть в состоянии контролировать по крайней мере схемы высокого и среднего напряжения на терминалах каждой трансформаторной станции с высоким/средним и коммутационную станцию со средним напряжением или соединить станцию с другими распределительными сетями общего пользования

• Для случаев неисправностей на сетях низкого напряжения требуется исключительно ручная регистрация, но в отдельном регистре в письменной форме должен вестись учёт всех телефонных звонков

– Чтобы убедиться в том, что персонал после поступления звонков занялся устранением неполадок


Станция с высоким/ средним

напряжением


напряжениемПодстанции со средним/низким


Пример: система телеуправления в сети


Выключатели должны быть дистанционно управляемыми




напряжениемПодстанции со средним/низким


Пример: система телеуправления в сети


РЕГИСТР ОТКЛЮЧЕНИЙ

• Для каждого отключения, распределительная компания должна внести в «регистр отключений» следующую информацию

– Тип отключения (долговременное/кратковременное/динамическое)– Время начала(см. также система телеуправления)– Количество пострадавших клиентов– Продолжительность(для каждой группы клиентов с одинаковой

продолжительностью)– Уровень напряжения(передача, высокий, средний, низкий)– Код пострадавших схем– Причина(форс-мажор, внешние повреждения, другое)– Конкретная документация в случае форс -мажора и внешних

повреждений– Конкретная документация в случае прогнозируемого отключения

• В конце года, электронная копия реестра направляется по e-mail в орган регулирования


ФОРС-МАЖОРУпрощение процесса

1. 1-й Регуляторный период(2000-2003)

• Исключительно документальные сведения


• Выбор между документальными сведениями и статистическим алгоритмом (Основные события дня)


• Исключительно статистический алгоритм (Периоды Исключительных Условий) + возможность документального подтверждения в особых случаях


КАК ОЦЕНИВАЕТСЯ НЕПРЕРЫВНОСТЬ

• Отключения оцениваются посредством– Времени между отключениями или количества

отключений (для каждого типа) в период времени (в общем, 1 год) на данной территории распределения (единообразно!) N (количества) клиентов

• SAIFI: среднее количество длительныхотключений на клиента в год

(MAIFI для краткосрочных откл.)

• SAIDI: средняя продолжительностьотключений на клиента в год

– Для каждого отключения одного типа, главными регистрируемыми характеристиками

являются• Пострадавшие клиенты Ni SAIFI, SAIDI

• Продолжительность (время начала и завершения) Di SAIDI

tot

K

ii

N

NSAIFI

1

tot

i

K

ii

N

DNSAIDI

1


КТО ОЦЕНИВАЕТ НЕПРЕРЫВНОСТЬ

• Распределительная компания– Система дистанционного управления(SCADA): позволяет автоматически

регистрировать время начала каждого отключения и все операции с выключателем

• Италия: обязательно для каждой схемы высокого и среднего напряжения

– Регистр отключений: содержит всю информацию по каждому отключению (обновляется вручную)

• Италия: обязательно для каждого долговременного и кратковременного отключения; у пользователей имеется доступ к регистру

• Орган регулирования– Каждый год снабжается показателями продолжительности отключений в

год и электронной копией регистра и осуществляет проверки• Италия: для каждого территориального района (~300): SAIDI, SAIFI,

MAIFI, отдельно для: запланированных и незапланированных отключений, разбивка по причинам отключений, уровню качества напряжения, территориальной плотности

• Клиенты: индивидуальная информация для большинства• Италия: клиент может попросить о совершении индивидуальных

замерений


ПРИМЕР ЕЖЕГОДНОЙ ИНФОРМАЦИИ ПО ПРОДОЛЖИТЕЛЬНОСТИ ОТКЛЮЧЕНИЙ

ПРЕДОСТАВЛЯЕМАЯ ОРГАНАМ РЕГУЛИРОВАНИЯ

(в силе с 1999 года)КОММ. СЛУЖБА: ENEL Distribuzione Spa

ОТКЛЮЧЕНИЯ: НЕЗАПЛАНИРОВАНННЫЕ, ДЛИТЕЛЬНЫЕ ГОД: 2004

ТЕРРИТОРИЯ: ВСЯ СОВОКУПНАЯ ДО МЕСЯЦА: 12

ПРИЧИНА Передача ВН СН НН ИТОГО

Форс-мажоры0,0 0,0 14,9 1,1 16,0

По вине пользователей или 3-х лиц 2,3 0,1 11,2 1,5 15,0

По вине комм. служб0,0 3,0 45,6 14,4 63,1

Итого причин 2,3 3,1 71,7 17,0 94,1

ПРИЧИНА Передача ВН СН НН TOTALКОЛИЧЕСТВО(Текущий уровень сервиса, SAIFI)

Форс-мажоры0,00 0,00 0,08 0,00 ИТОГО

По вине пользователей или 3-х лиц 0,14 0,01 0,28 0,01 0,44

По вине комм. служб0,00 0,10 1,87 0,14 2,11

Итого причин 0,14 0,11 2,23 0,15 2,55

УРОВНИ НАПРЯЖЕНИЯ

ДЛИТЕЛЬНОСТЬ (Максимальная длительная нагрузка (CML), SAIDI)


ПРОВЕРКА ИНФОРМАЦИИ ПО НЕПРЕРЫВНОСТИ ЭНЕРГОСНАБЖЕНИЯ

Ступени оценки развития1. Планирование

A. Выбор контролируемого телеуправляемого центра/ районаB. Подготовка “контрольного перечня”, согласно специфике

ситуации

2. Официальное решение– Распорядительный документ издаётся Органом регулирования и

публикуется на сайте без указания наименований выбранных компаний

3. За неделю: объявление– Оператор получает информацию о пакете документов, который

необходимо сформировать и о дате/месте проведения проверки

4. Во время проверки:A. Заполнение контрольного перечня по организации оператором

рабочего процесса, процедурам управления отключениями, системе телеуправления …)

B. Случайная выборка периода отключения для проверкиC. Итоги проверки

5. По окончанию проверки:- Отчет о проверке содержащий расчёт 3-х индексов (точность,

корректность, система регистрации), передается компании– Финальное обсуждение по отклонению или утверждению (по

результатам официальных обсуждений) на основании результатов индексов


NO

AL

PV

MI

VACO BG

LC

TN

PD

PR

PG

FR

CE

IS

CB

AV

SA

PZ

ME

BN

MT

CS

LO

AQ

TE - B

UD

BS

CR

GR

TO

CNCN

AS

VB

VC

MN

PC

VT

MS

BI

PE

LE

TR

RO

LU

VI

VR

CH

BR

SO

DEVAL AO

IM

SP

GO

PN

TS

BZ

BL

RE

MOBO

FE

RA

FO

RN

SI

PT PO

FI

AR

PS

AN

MC

AP

LT

FG

BA

KR

CZ

VV

RC

SR- B

CT

CL

EN

TP

AG

Zecca Ortona

AMAIESan Remo

AMET Trani

ASM Bressanone

AGS Riva del Garda

AE-EWBolzano

AcegasTrieste

AIM Vicenza

AEM Cremona

ASM Rovereto

Sippic Capri

AMI Imola

Milano AEM

Torino AEM

Atena Vercelli

AGSM Verona

ASM Voghera

AMPS Seregno

APB Brunico

ASM Terni

CA

OR

SS

NU - M

AMPS Parma

ASM Brescia

META Modena

Проверки, AEEG Информации по непрерывности энергоснабжения

NA - ANA - M

NA - B

RI

TV - ATV - BTV - M

VE - M

VE - A

VE - B

RG - MRG - A

RG - B

SR- A

SR- M

PA - BPA - M

PA - A

Cefalù non EnelCefalù Enel

SV GE - B

GE - M

TA - A TA - M

TA - B

GE - A

RM - A

RM - M

RM -B

Roma Acea

2000

PI

LI

TE - M

1998-99

2001

2002

2003

2004

2005

2006

NU - BNU - B

ПРОВЕРКА ИНФОРМАЦИИ ПО НЕПРЕРЫВНОСТИ

ЭНЕРГОСНАБЖЕНИЯ


РЕГУЛИРОВАНИЕ МЕТОДОМ СТИМУЛИРОВАНИЯРАСПРЕДЕЛЕНИЕ


обращения










качества

Стандарты для многократных/чре

звычайно длительных отключений



штрафов

SAIDI: c 2000 годаSAIFI+MAIFI: c 2008 года







ОБРАЗОМ


ДОСТУПНОЙ






УСЛОВИЯ ДЛЯ УСПЕШНОГО РЕГУЛИРОВАНИЯ КАЧЕСТВА

ОБСЛУЖИВАНИЯ1. Приспособление целей регуляторных схем

для учёта специфических факторов

2. Сохранение схемы в наиболее простом виде, чтобы привлечь инвестиции компаний

3. Регулирование качества не может достигнуть конечной точки в развитии: необходимо постоянное развитие и проверки

4. Регулирование качества черпает выгоду в большой степени при пошаговом подходе к процессу

5. Открытый диалог между всеми сторонами, является важнейшей частью эффективного регулирования


1. ПРИСПОСОБЛЕНИЕ ЦЕЛЕЙ РЕГУЛЯТОРНЫХ СХЕМ ДЛЯ УЧЁТА СПЕЦИФИЧЕСКИХ

ФАКТОРОВ

• Разрыв между уровнем непрерывности энергоснабжения в Италии и других крупных европейских странах (Франция, Великобритания, Германия) ЦЕЛЬ A: повышение среднего уровня непрерывности

энергоснабжения в Италии в соответствии с европейскими критериями

• Разрыв между северными и южными регионами ЦЕЛЬ B: сократить вариации регионального и районного

уровня по сравнению со средним уровнем страны

• Процессы либерализации и приватизации ЦЕЛЬ C: расширить сеть инвестиций в целях достижения

более высоких уровней (если достижимы) или в целях улучшения

ЦЕЛЬ D: обеспечить удовлетворение потребности клиентов в электроэнергии


2. НАИПРОСТЕЙШАЯ СХЕМА/i

РЕГУЛИРОВАНИЕ (раз в 4 года) УСТАНОВЛЕНИЕ СТАНДАРТОВ РАЗВИТИЯ И УСТАНОВЛЕНИЕ ШТРАФНЫХ/ПООЩРИТЕЛЬНЫХ ПАРАМЕТРОВ

• Прогноз на 4 года• Ссылка на долгосрочные цели• Совершенствование базовой линии• Поощрительные/штрафные параметры (основанные

на исследовании готовности потребителей платить)РЕАЛИЗАЦИЯ И КОНТРОЛЬ (каждый год)СРАВНЕНИЕ ФАКТИЧЕСКИХ УРОВНЕЙ СО СТАНДАРТАМИ И ПРИМЕНЕНИЕ ФОРМУЛЫ ДЛЯ ФАКТИЧЕСКИХ ШТРАФОВ И ВОЗНАГРАЖДЕНИЙ

• Каждый год t, компаниям, в зависимости от исполнения, причитаются либо вознаграждения либо штрафы

• Тарифы соответственно корректируются


2. НАИПРОСТЕЙШАЯ СХЕМА /ii

РЕГУЛИРОВАНИЕ (раз в 4 года) УСТАНОВЛЕНИЕ СТАНДАРТОВ РАЗВИТИЯ

• Прогноз на 4 года• Ссылка на долгосрочные цели • От каждого района из года в год требуется

определенный процент улучшения (каждая компания должна улучшать на % каждый год по каждому из районов)

t0 1 2 3 4 … … … 12

Stdt [CML-SAIDInet]

LivPart

LivObk

12

1

1

j

k

j LivPart

LivOb

j: Территория района(1..300)k: Плотность территории(В/С/Н)t: год (регулируемый период: 4 года)

)1(1,, jtjtj StdStd


2. НАИПРОСТЕЙШАЯ СХЕМА /iii

tqXRPIcapprice _

Actt [CML]

Qt [€]

Stdt

-Min

+Max

РЕАЛИЗАЦИЯ И КОНТРОЛЬ (каждый год) СРАВНЕНИЕ ФАКТИЧЕСКИХ УРОВНЕЙ СО СТАНДАРТАМИ И ПРИМЕНЕНИЕ ФОРМУЛЫ ДЛЯ ФАКТИЧЕСКИХ ШТРАФОВ И ВОЗНАГРАЖДЕНИЙ

• Каждый год t, компаниям, в зависимости от исполнения, причитаются либо вознаграждения либо штрафы Actj,t (единые параметры премирования/штрафов устанавливаются заранее в начале регуляторного периода)

• Тарифы ежегодно корректируются: ±qt = Qt /допустимый доход [%]

• Для поощрений и штрафов устанавливаются максимальные размеры tj

Districtsj

tj

Districtsj

tjt VENSActStdQQ tj ,,, )( ,

Единые стимулы/штрафы устанавливаются заранее [€/кВт/ч-необслуж.]

на основании исследования готовности потребителей и приемлемости

компенсации

8760,,,,

,domtjdomndomtjndom

tjEncEncVENS


ЕДИНЫЕ ПАРАМЕТРЫ ПООЩРЕНИЦ/ШТРАФОВ применяемые во второй регуляционный период (2004-07)

БЫТОВЫЕ

ПОТРЕБИТЕЛИ

Параметр Cdom

ПРОМЫШЛЕННЫЕ ПОТРЕБИТЕЛИ

Параметр Cndom

(РАЙОНЫ С НАИЛУЧШИМИ ПОКАЗАТЕЛЯМИ) Ниже показателей по стране

7.2 €/kWh-ENS(недопоставленная энергия)

14.4 €/kWh-ENS (недопоставленная энергия)

(РАЙОНЫ СО СРЕДНИМИ ПОКАЗАТЕЛЯМИ) В 2-3 раза выше показателей по стране



(РАЙОНЫ СО НАИХУДШИМИ ПОКАЗАТЕЛЯМИ) Более чем в 3 раза выше показателей по стране



Показатели по стране(сеть SAIDI-): город 25 мин/на потреб/год,

сельская местность 60 мин/ на потреб/год

2. НАИПРОСТЕЙШАЯ СХЕМА /iv


Reference standards

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9

ПО

ТЕ

РЯ

НО

МИ

НУ

Т Н

А П

ОТ

РЕ

БИ

ТЕ

ЛЯ

Iбез

пр

еры

ван

ий

, н

е о

тно

сящ

ихс

я к

рас

пр

едел

ите

ль

ны

м к

ом

пан

ия

м)

Цели Фактический уровень

1998/99 1999/00 2000/01 2001/02 2002/03 2003/04 2004/05 2005/06 2006/07

1° REGULATORY PERIOD

2° REGULATORY PERIOD

Средние стандарты

Referencestandards

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

0 1 2 3 4 5 6 7 8 91998/99 1999/00 2000/01 2001/02 2002/03 2003/04 2004/05 2005/06 2006/07

1-Й РЕГУЛЯТОРНЫЙ ПЕРИОД

2-Й РЕГУЛЯТОРНЫЙ ПЕРИОД

Пример:

ГОРОДСКИЕ ЗОНЫ

Средниестандарты

2. НАИПРОСТЕЙШАЯ СХЕМА /vПЕРЕРАСЧЁТ СТАНДАРТОВ В 1-М и 2-М РЕГУЛЯТОРНГОМ ПЕРИОДЕ


SAIDI - 1998-2008 (за исключением случаев сброса нагрузки и крупных инцидентов на сети передач)

3. ПЕРИОДИЧЕСКАЯ ОЦЕНКА ДОСТИГНУТОГО/i Цель A Улучшение общего уровня непрерывности

энергоснабжения в Италии

131

9778 70 59 61 50 48 50

56

52

3735

32 19

11 10

40

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

Min

uti

per

si p

er c

lien

te a

ll'a

nn

o(e

sclu

si in

terv

enti

sist

emi d

i dife

sa e

inci

dent

i rile

vant

i RT

N)

Interruzioni di responsabilità del distributore Interruzioni non di responsabilità del distributore

СРЕДНЯЯ СВЕРХ ЦЕНА ДЛЯ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ

2000-2003: ОКОЛО 3 €/НА ПОТРЕБИТЕЛЯ/В ГОД

2004-2007: ОКОЛО 4 €/НА ПОТРЕБИТЕЛЯ/В ГОД

Прерывания по вине оператора

Прерывания не по вине оператора


3. ПЕРИОДИЧЕСКАЯ ОЦЕНКА ДОСТИГНУТОГО/ii Цель A Улучшение общего уровня непрерывности


SAIDI - 1998-2008 (только прерывания по вине оператора)

105

71

3628

37 324445

546672

8289

4844

64 67

5168

139

92

81

165166

787490

78

108

257

224

207

144

504850

6159

163

147

13197

7870

0

50

100

150

200

250

300

1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

Min

uti

per

si p

er c

lien

te B

T a

ll'a

nn

oso

lo in

terr

uzio

ni d

i res

pons

abili

tà d

ell'i

mpr

esa

dist

ribu

tric

e

NORD CENTRO SUD ITALIAСевер Центр Юг Италия


3. ПЕРИОДИЧЕСКАЯ ОЦЕНКА ДОСТИГНУТОГО/ii Цель A Улучшение общего уровня непрерывности


SAIFI - 1998-2008 (за исключением случаев сброса нагрузки и крупных инцидентов на сети передач)

1,50

1,23

1,69

1,45

1,82

2,46 2,522,38

2,151,95 1,90

2,13

1,862,15

2,472,48

4,434,76

2,79

3,07

3,74

2,59

3,48

3,643,473,73

3,41

4,07

4,985,164,97

5,51

3,86

2,372,162,292,422,48

2,772,76

3,293,59

3,813,91

0

1

2

3

4

5

6

1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

Nu

me

ro m

ed

io d

i in

terr

uzi

on

i pe

r c

lien

te a

ll'a

nn

o(e

sclu

si in

terv

en

ti si

ste

mi d

i dife

sa)



3. ПЕРИОДИЧЕСКАЯ ОЦЕНКА ДОСТИГНУТОГО /ivЦель B Сократить разрыв между Севером и Югом

SAIDI - 1998-2008 (за исключением случаев сброса нагрузки и крупных инцидентов на сети передач)

31

7766

156

117 123

90

5242

88106

129 135

9686 74

5359

83

194204

102116

180

8986

988798

242

262270

285

162

586180

105115

149

187192

186

91

0

50

100

150

200

250

300

1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

Min

uti

per

si p

er c

lien

te a

ll'a

nn

o

(esc

lusi

inte

rve

nti

sist

em

i di d

ifesa

e in

cid

en

ti ri

leva

nti

RT

N)



3. ПЕРИОДИЧЕСКАЯ ОЦЕНКА ДОСТИГНУТОГО /v Цель C Инвестиции в улучшение сети

Millions Euro

2000

420

2001

533

2002

562

»CAGR »16%

263 292

159 19675

8280

82

Media ‘98/’99

386

386

286

High density (urban)

»CAGR »16%

+16%per year

Medium density (sub-urban)

Low density (rural)

Millions Euro

2000

420

2001

533

2002

562

»CAGR »16%

»CAGR »16%

263 292

159 19675

8280

82

Media ‘98/’99

386

386

286

High density (urban)

»CAGR »16%

+16%per year

Medium density (sub-urban)

Low density (rural)

Год 2004

2005

2006

2007

Чистые стимулы[Mилл. €] (стимулы-штрафы)

67 125 165 189

Влияние на тарифы

2-й регуляторный период 4.0 €/на потреб./в

годqavg 04-07 +3.5%

Инвестиции в качество(отдельно) Ресурс: ответ Enel на

консультационную статьюAEEG (2003)

Эффект от схемы поощрительного

регулирования для непрерывности

энергоснабжения

Миллионов евро

Высокая плотность (Город)

Средняя плотность (пригород)

Низкая плотность (сельская местность)

+16% в год


CORRELATION BETWEEN ACTUAL QUALITY LEVELS AND CUSTOMER SATISFACTION

(each point is a single Italian Region)

R2 = 0,8727

R2 = 0,8758

0

5

10

15

20

25

30

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12INTERRUPTIONS PER CUSTOMERS (NUMBERS)

UN

SA

TIS

FIE

D C

US

TO

ME

RS

(%

)

1998

2002

3. ПЕРИОДИЧЕСКАЯ ОЦЕНКА ДОСТИГНУТОГО /vi Цель D Обеспечение удовлетворения потребностей

клиента

ПРЕРЫВАНИЙ НА КДИЕНТА (число)

СВЯЗЬ ФАКТИЧЕСКИХ УРОВНЕЙ КАЧЕСТВА И СТЕПЕНИ УДОВЛЕТВОРЕННОСТИ КЛИЕНТОВ

(КАЖДЫЙ ЗНАЧОК – ОТДЕЛЬНЫЙ РЕГИОН ИТАЛИИ)


ПЕРИОД 1 ПЕРИОД 2 ПЕРИОД 3

SAIDI – CMLs (сред. продолжительность)

Поощрения/

штрафы

Поощрения/

штрафы

Поощрения/

штрафы

Многократные откл. (макс. Кол-во., СН)

Мониторинг кол-ва откл. (для отдельных

клиентов СН)

Гарантированные стандарты(только для длит. откл.)

Чёткий гарантированный

стандарт(только для длит. Откл.)

SAIFI – показатели корреляции (CI) (средн. число)

Мониторинг кол-ва длит. откл.

Мониторинг кол-ва длит. и кратк. откл.

Поощрения/штрафы(SAIFI+MAIFI)

Очень долгие откл.(макс. продолжительность НН-СН)

Консультации и статистические исследования

Гарантированные стандарты

(вкл. прогноз. событ.)

Качество передачиМониторинг

передачи

Поощрения/штрафыза качество

передачи (ENS)

Качество напряжения

Мониторинг кач. Напряж. ВН-СН

сетях

ShortCirc.Power

Рассмотрение нового европейского стандарта EN 50160

Многократные откл. (макс. Кол-во., НН)

Модель взаимосвязей для

НН

Мониторинг кол-ва длит. и кратк. откл.

(для отдельных клиентов НН.)

4. ПОСТЕПЕННЫЙ ПОДХОД: ЭВОЛЮЦИЯ


1.1-я

консультационная статья

\Июнь03

2.Публичные слушания

Июль-03

3.2-я


Ноябрь-03

4.3-я


Январь-04

5.Публичные слушания

Январь-04

D. 4/04

КАЧЕСТВЕННЫЙ КОД2004-07

Янв-04

• Количественная оценка воздействия 1-го регуляторного периода

• Цели для 2-го регуляторного периода

• Альтернативы• Обзоры по

конкретным вопросам

• Проект правового текста (“постановление”)

• Дальнейшие альтернативы с учётом замечаний

• Диапазон значений для осн. параметров

• Подчёркнуты цели слияния

• Дальнейшие альтернативы с учётом замечаний

• Диапазон значений для осн. параметров

• Включает непрерывность энергоснабжения и качество услуг

• Технический отчёт с анализом влияния

5. ОТКРЫТЫЙ ДИАЛОГ: МНОГОКРАТНЫЕ КОНСУЛЬТАЦИИ

От 2007: RIA (Оценка регулирующего воздействия)


ЕВРОПА, ДЛИТЕЛЬНОСТЬ ОТКЛЮЧЕНИЙ(НЕ ВКЛЮЧАЯ ИСКЛЮЧИТЕЛЬНЫЕ

ПРОИСШЕСТВИЯ) В МИНУТАХ НА КЛИЕНТА

0

100

200

300

400

500

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007

Min

ute

s lo

st

pe

r c

us

tom

er

Austria HV, MVDenmark HV, MVEstonia HV, MV, LVFrance LVGermany HV, MV, LVIceland HV, MV, LVItaly HV, MV, LVLithuania HV, MV, LVPortugal HV, MV, LVSpain HV, MV, LVUK HV, MV, LV

Source: CEER, 4-й Отчёт по сопоставительному анализу, 2008.

Австрия ВН, СН

Дания ВН, СН

Эстония ВН, СН, НН

Франция НН

Германия ВН,СН,НН

Исландия ВН,СН,НН

Италия ВН,СН,НН

Литва ВН,СН,НН

Португалия ВН,СН,НН

Испания ВН,СН,НН

Великобритания ВН,СН,НН

Autorità per l'energia elettrica e il gas 40Источник: CEER, 4tйОтчёт по сопоставительному анализу, 2008.

0

1

2

3

4

5

6

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007

Inte

rru

pti

on

s p

er c

ust

om

er

Austria HV, MV

Denmark HV, MV

Estonia HV, MV, LV

France LV

Germany HV, MV, LV

Iceland HV, MV, LV

Italy HV, MV, LV

Lithuania HV, MV, LV

Portugal HV, MV, LV

Spain HV, MV, LV

UK HV, MV, LV

ЕВРОПА, КОЛИЧЕСТВО ДЛИТЕЛЬНЫХ ОТКЛЮЧЕНИЙ (НЕ ВКЛЮЧАЯ

ИСКЛЮЧИТЕЛЬНЫЕ ПРОИСШЕСТВИЯ) КОЛИЧЕСТВО РАЗ НА КЛИЕНТА

Австрия ВН, СН

Дания ВН, СН

Эстония ВН, СН, НН

Франция НН

Германия ВН,СН,НН

Исландия ВН,СН,НН

Италия ВН,СН,НН

Литва ВН,СН,НН

Португалия ВН,СН,НН

Испания ВН,СН,НН

Великобритания ВН,СН,НН

Autorità per l'energia elettrica e il gas41

ГАРАНТИРОВАННЫЕ СТАНДАРТЫ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ


обращений

Системы мониторинга качества напряжени

я

Минимальные

стандарты качества







качества




Механизмы поощрения и штрафов


ДОСТУПНОЙ







ОБРАЗОМ


ДОСТУПНОЙ





ЧАСТЫЕ ОТКЛЮЧЕНИЯ/I• Для клиентов СН• Максимальное количество долговременных отключений в

солнечный год• Гарантированные стандарты

• СН клиенты имеют право на автоматическую компенсацию если их заводы/ реле защиты гарантируют избирательность с реле защиты операторов распределительной сети (посредством письменного заявления операторов распределительной сети, в соответствии с их спецификациями – выплаты на новые заводы клиентов)

• СН клиенты не выславшие заявления в адрес операторов распределительной сети оплачивают тарифную наценку

• Убытки из-за отключения по причине форс-мажора или по вине третьих лиц исключаются

• Взаимосвязанные апстрим операторы распределительной сети, должны способствовать автоматической компенсации клиентам в количестве, пропорциональном числу длительных отключений по их вине, которые затрагивают взаимосвязанных даунстрим операторов распределительной сети

Город Пригород Сел. мест

До 2009 3 долг.откл./год 4 5

С 2010 2 3 4


ЧАСТЫЕ ОТКЛЮЧЕНИЯ /IIКлиенты обслуживаемые

наихудшим образом

% clienti MT peggio serviti su totale clienti

0,0%

5,0%

10,0%

15,0%

20,0%

25,0%

30,0%

35,0%

Pie

mon

teLo

mba

rdia

Tren

tino

Alto

Adi

geV

enet

o

Friu

li Ve

nezi

a G

iulia

Ligu

riaE

mili

a R

omag

naTo

scan

aU

mbr

iaM

arch

e

Lazi

oA

bruz

zoM

olis

eC

ampa

nia

Pug

liaB

asili

cata

Cal

abria

Sic

ilia

Sar

degn

a

Nor

dC

entr

o

Sud

ITA

LIA

2006

2007

2008

• Розничная продажа в Италии (2006-2008)


ЧАСТЫЕ ДЛИТЕЛЬНЫЕ ОТКЛЮЧЕНИЯ Стандарты, действующие в Европе

Территориальная

классификация

Страна

Столичные

Городские(города)

Полу-городские

(tнаселенные пункты)

Сельские (села)

Мелкие деревн

и

ФРАНЦИЯ2 (СН)св. нет

(НН)

3 (СН)св. нет (НН)

3 (СН)св. нет (НН)

св. нет

ВЕЛИКОБРИТАНИЯ

3 (СН) (каждое продолжительностью более 3-х часов)

3 (НН) (каждое продолжительностью более 3-х часов)

ИТАЛИЯ 3 (СН, 2 с 2010)св. нет (НН)

4 (СН, 3 с 2010)св. нет (НН)

5 (СН, 4 с 2010)св. нет (НН)

ПОРТУГАЛИЯ 8 (СН)12 (НН)

18 (СН)23 (НН)

30 (СН)36 (НН)

ИСПАНИЯ 8 (СН)12 (НН)

12 (СН)15 (НН)

15 (СН)18 (НН)

20 (СН)24 (НН)

Ресурс: CEER, 3-й Сравнительный доклад по качеству поставок электроэнергии, 2005.

Данные обновлены для Испании и Италии


ОЧЕНЬ ДЛИТЕЛЬНЫЕ ОТКЛЮЧЕНИЯ/IСтандарты

– Гарантированные стандарты применяются как к обычным так и к исключительным случаям

– Статистический метод определения «Периодов исключительного условия» можно объединить с документальными доказательствами для особых случаев)

– Обсуждение по вопросам безопасности – Компания обязана выплатить гарантированные стандарты– В случае крупных или исключительных событий, компании получают

компенсацию через специальный фонд– Все клиенты вкладываю небольшие суммы в фонд– Компании получают стимулы, чтобы показать свою работу «в

нормальных условиях»• Компании должны вносить деньги в фонд в соответствии с их фактическим качеством

без учёта крупных или исключительных событий• Компании получают сумму, пропорциональную ожидаемому уровню качества (с

течением времени понижается)

Тип отключения Территориальная классификация

Стандарт для НН клиентов

Стандарт для СН клиентов

Незапланированное

• Город• Пригород• Сельская местность

8ч12ч16ч

4ч6ч8ч

Запланированное Все 8ч 8ч


ОЧЕНЬ ДЛИТЕЛЬНЫЕ ОТКЛЮЧЕНИЯ /IIAutomatic reimbursements

Бытовые потребители

НН и СН потребители с мощностью <= 100кВт (не вкл. Бытовых потребителей)

Не бытовые НН потребители с мощностью > 100кВт

Не бытовые НН потребители с мощностью > 100кВТ

Невыполнение стандарта

30€ 150€ 2€/кВТ 1,5€/кВТ

На каждый последующий период

15€

Каждые 4 часа

75€


1€/кВТ


0,75€/кВТ


Максимум

300€ 1,000€ 3,000€ 6,000€


ОЧЕНЬ ДЛИТЕЛЬНЫЕ ОТКЛЮЧЕНИЯ /III

• 2003: Аварийное отключение ввиду проблем с передачей / распределением нагрузки (потеря связи с заграницей на протяжении ночи)– Пострадало 33млн. Потребителей (за исключением Сардинии) ,

продолжительность отключения до 24 часов (Сицилия)• 2004: Об Обширные отключения в некоторых регионах в связи с

погодными катаклизмами. – Более 2 млн. потребителей и 4 обширных инцидента (7

регионов)– Около 400.00 потребителей были отключены на протяжении

более чем 12 часов– Около 50.000 потребителей более чем на 2 дня (2.000

потребителей до 5 дней)

• 2005: Первый тур консультаций• 2006: Второй тур консультаций• 2007: Третий тур консультаций и конечное решение (Июль)• 2008: Срок реализации• 2009 1-е Июля новые стандарты для всех СН-НН потребителей в

случае очень длительных отключений с автоматической компенсацией


ОЧЕНЬ ДЛИТЕЛЬНЫЕ ОТКЛЮЧЕНИЯ Стандарты, действующие в Европе

Территориальная

классификация

Страна

Столичные

(города)

Полу-городские

(населенные пункты)

Сельские (села)

ФРАНЦИЯ 6 ч. (СН и НН, за искл. исключительных обстоятельств)

ВЕЛИКОБРИТАНИЯ

18 ч. (СН и НН, нормальные условия, передача не вкл.)

От 24 до 100 ч. (исключительные обстоятельства, в зависимости от сложности)

ИТАЛИЯ4 ч (СН, 2 с 2009)8 ч (НН, 2 с 2009)

Все происшествия

6 ч (СН, 2 с 2009)12 ч (НН, 2 с

2009)


8 ч (СН, 2 с 2009)16 ч (НН, 2 с 2009)


ШВЕЦИЯ 12 ч (СН и НН, происшествия не по вине оператора распределительной сети и крупные отключения не учтены)

ИРЛАНДИЯ12 ч (СН и НН, исключительные происшествия и происшествия в сети

передачи не учтены)

Ресурс: CEER, 3-й Сравнительный доклад по качеству поставок электроэнергии, 2005.

Данные обновлены для Испании и Италии


КОММЕРЧЕСКОЕ КАЧЕСТВОРАСПРЕДЕЛЕНИЕ







ОБРАЗОМ


ДОСТУПНОЙ











качества





обращений


штрафов




ГАРАНТИРОВАННЫЕ СТАНДАРТЫ (2004-2007)

Конечные НН

потребители

Конечные СН


Распр.

Максимальное время на оценку расходов на выполнение работ по НН сети

20 раб. дней

Нет данных

Максимальное время на выполнение простых работ

15 раб. дней

30 раб. дней

Максимальное время на активизацию поставок

5 раб. дней

5 раб. дней

Максимальное время на отмену поставок по требованию потребителя

5 раб. дней

7 раб. дней

Максимальное время на возобновление поставок после приостановления за неуплату

1 день вкл. субботу

Максимальное время исполнения индивидуальных назначений

3 часа

Максимальное время на возобновление поставок после поломки счётчика

3 часа (день)4 часа (ночь)

2008-2011

Проверка счётчика по просьбе потребителя

Проверка напряжения по просьбе потребителя

15 раб. дней

30 раб. дней


РЕГУЛИРОВАНИЕ КАЧЕСТВА ЭНЕРГОСНАБЖЕНИЯ

сравнение предыдущего и нынешнего опытов регулирования

20001997 II° полуг.

6.099 4.167 8.418 7.902 25.650 61.881 67.344 57.424 64.696 73.867

21 54 22 4.771 12.437 52.229 79.072 48.305 63.822 73.714

0,001 0,002 0,001 0,22 0,82 3,11 4,21 3,41 4,43 4,07

Общая сумма выплаченных компенсаций в миллионах евро

Число запросов по невыполненным гарантированным стандартам

Реальный размер выплачиваемой компенсации

Саморегулирование Регулирование осуществляемое Органом Регулирования

1998 1999 2001 2002 20052003 2004 2006


РЕГУЛИРОВАНИЕ КАЧЕСТВА ЭНЕРГОСНАБЖЕНИЯ

Результаты гарантированных стандартов(2006)

Числоавтоматич.компенс.

Смета расходов (на работу в НН сети)) 20 раб.дней 328.637 2,8% 13,08 8.434

Завершение простейших работ () 15 раб.дней 419.042 2,4% 8,77 9.688

Старт поставок 5 раб.дней 1.702.260 1,0% 1,97 16.653

Прекращение поставок (по запросу потребителя))5 раб.дней

826.458 0,5% 1,58 3.144

Возобновление поставок после прекращения из-за неплатежей1 день

863.530 3,6% 0,51 32.361

Корректировка ошибок в счетах (уже оплаченные суммы)90 дней

11.453 7,1% 46,65 515

Устранение неполадок счётчиков (в перерывами энергоподачи)3 часа (день)4 часа (ночь) 130.461 1,7% 1,71 2.501

Поддержка назначений (соблюдение временных рамок) 3 часа 52.674 0,7% 259

УСЛУГИ ОТНОСЯЩИЕСЯ К ГАРАНТИРОВАННЫМ

СТАНДАРТАМСтандарт

Количество запросов в год

% неисп. стандартов

Среднеевремя (сеть)

Раб.дн.

Итоги 2006


АВТОМАТИЧЕСКИЕ КОМПЕНСАЦИИСуммы и льготы

•Исключения– Форс-мажорные обстоятельства или вина третьих лиц

(должно быть адекватно доказано)– В случаях, когда потребитель не оплатил счета не

причитающихся оператору– Касаемо “максимального времени на восстановление

поставок после выхода из строя прибора учёта “ оператор не обязан выплачивать компенсацию в случае, если перерыв поставок вызван:

• Вмешательство ограничителя закачки, ввиду чрезмерного потребления;

• При условии ущерба нанесенного при установке прибора учёта в помещениях, доступ к которым имеется только у потребителей

• Суммы Бытовые НН


Не бытовые НН


СН потребите

ли

Автоматическая компенсация (АК) оплачивается в следующем счёте

30 евро 60 евро 120 евро


АВТОМАТИЧЕСКАЯ КОМПЕНСАЦИЯЭскалация в случае задержки

исполнения

3*AC

дни0=Rqst S=Std

евроAC= автоматическая компенсация

Автоматическая компенсация должна быть выплачена в

течении 90 дней (с момента А)

Дата (или час) A когда услуга была

фактически оказана оператором , за

рамками стандарта S

A=Act

AC

2*S

2*AC

3*SA=Act A=Act


ВСЕОБЪЕМЛЮЩИЕ СТАНДАРТЫ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ЭНЕРГИИ (2008-

2011)Услуга НН потребители СН потребители

Минимальный процент запросов на оценку расходов на выполнение работ в СН сети осуществляющихся в течении 40 рабочих дней

Не применимо 90%

Минимальный процент запросов на выполнения комплекса работ, осуществляемых в течении 60 рабочих дней

85% 90%

Минимальный процент ответов на жалобы и запросы письменной информации, осуществляющихся в течении 20 рабочих дней

90% 95%


ИНФОРМАЦИЯ ДЛЯ ПОТРЕБИТЕЛЯ







ОБРАЗОМ


ДОСТУПНОЙ











качества





обращений


штрафов




ИНФОРМАЦИЯ ДЛЯ ПОЛЬЗОВАТЕЛЕЙ

• Информация о гарантированных стандартах и автоматических компенсациях должна быть должным образом доведена до потребителей– По просьбе потребителя, он может получить информацию о

праве получения компенсации (для коммерческого качества) – Если стандарты не выполняются, потребитель получает

компенсацию посредством счёта с соответствующим сообщением

– Потребители могут обжаловать дальнейшие убытки , если могут их доказать (обычно посредством суда, занимает много времени, могут возникнуть трудности)

• Дальнейшие средства связи:– Публикация информации на сайте Органа Регулирования– “Счёт по прерываниям” для каждого СН потребителя, один

раз в год (конец июня) – Компания, убеждающая СН потребителей инвестировать в

совершенствование установок и получения преимуществ от комплексного регулирования отключений

– Проведение исследований в случае крупных катастроф и публикация результатов (например, отключение 2003)


Тип стандарта

гарантированный

Обслуживание

За исключением простейших работ(*)

Территория

Италия


Выбранный показатель

CML

Выбранная территория

Италия

Выбранный тип отключений

Длинные незапла

Выбранные ответственные лица

Все (общ. CML, за вычетом отключений и сброса нагрузки)


РЕГУЛИРОВАНИЕ ПЕРЕДАЧИ МЕТОДОМ ПООЩРЕНИЯ







ОБРАЗОМ


ДОСТУПНОЙ











качества





обращений


штрафов




ФОНОВЫЙ МОНИТОРИНГ НЕПРЕРЫВНОСТИ ПЕРЕДАЧИ ЭНЕРГИИ

(1)• За три года до начала регулирования

непрерывности передачи энергии, AEEG издал Распорядительный документ 250/04 по подготовке электросетевых стандартов:– Обязательства для ОРС регистрировать длительные (>

3 минут), короткие и переходные (< 1 секунд) отключения

– Классификация отключений: природа + причина + список пострадавших потребителей+ сетевой статус по времени=0 + информация по каждому отключенному пользователю (время начала, конца, сброс нагрузки)

– Определение показателей непрерывности и методы подсчёта ENS, AIT, SAIFI (длительные отключения), MAIFI (краткие) и недопоставленная энергия


ФОНОВЫЙ МОНИТОРИНГ НЕПРЕРЫВНОСТИ ПЕРЕДАЧИ

ЭНЕРГИИ(2)– Мониторинг качества напряжения, параметры:

sвариации напряжения при передаче, резкие изменения напряжения, провалы напряжения, перенапряжение, мерцание, гармонические волны, частые отклонения

– Обязательства ОРС по соответствию ожидаемым уровням качества при передаче (предоставляются ОРС к утверждению Регулятором), касаемо показателей непрерывности

– Публикация ежегодного отчёта ОРС описывающего текущее положение дел в сравнении с ожидаемыми уровнями, а также деятельность и планы по повышению показателей непрерывности

– Отчёт ОРС в Орган Регулирования об крупных сбоях передачи (ENS > 150 МВт, > 30 минут)


ФОНОВЫЙ МОНИТОРИНГ НЕПРЕРЫВНОСТИ ПЕРЕДАЧИ

ЭНЕРГИИ(3)• Условное применение 250/04

предназначено для:– Прозрачности по вопросам качества– Репутационный стимул для ОРС – Надёжные правила измерения непрерывности и

информация

Transmission Average Interruption Time in Italy and its territorial areas 2006-2008

0,0

0,5

1,0

1,5

2,0

2,5

3,0

3,5

Torino Milano Venezia Firenze Roma Napoli Palermo Cagliari All Italy

AIT

(sy

stem

min

ute

s/ye

ar)

Expected 2006 Expected 2007 Actual 2006 Actual 2007 Actual 2008

Информация от Terna и AEEG

Средняя продолжительность перерывов передачи в Италии и её районах в 2006-2008

Ожид. 2006

Ожид. 2007 Факт. 2006

Факт. 2007

Факт. 2008


Transmission investments in Italy (1963-2008)

0

100

200

300

400

500

600

700

800

1960 1965 1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010

Year

Inve

stm

ents

[M

€, m

on

ey 2

008]

Enel Enel T.E.R.NA. Terna

СТИМУЛИРУЮЩЕЕ РЕГУЛИРОВАНИЕ НЕПРЕРЫВНОСТИ ПЕРЕДАЧИ Э/Э В

ИТАЛИИ: ЦЕЛИ• Сокращение повседневных перебоев

• Предотвращение и смягчение последствий крупных инцидентов

• Неочевидная цель: обеспечить стимулы для инвестиций, оправданные по качеству и соображениям безопасности, чтобы избежать риска исключительно рыночных инвестиций специально нацеленных на сокращение перегруженности

Инвестиции в передачу 1963-2008

Источник: собственная разработка публичной

информации

Инвестиции в передачу, Италия (1963-2008)


СТИМУЛИРУЮЩЕЕ РЕГУЛИРОВАНИЕ НЕПРЕРЫВНОСТИ ПЕРЕДАЧИ Э/Э В

ИТАЛИИ: ПОКАЗАТЕЛИ

• Три показателя (непоставленная энергия, количество отключений на потребителя и количество потребителей без отключений)

• R-ENS, регулируемая непоставленная энергия• NIU, количество отключений на сетевого

потребителя • UZI, количество сетевых потребителей с

нулевым количеством отключений • Регулирование вступила в силу в 2008• Установка улучшения стандартов и параметров

поощрений/штрафов для 2008-2011• Экономический эффект только для 2010 и 2011


Smoothing and limitation function adopted to define R-ENS starting from ENS

250 2250 40000

0

125

250

375

500

625

750

875

1000

100 1000 10000 100000

Energy Not Supplied [MWh]

Reg

ula

ted

En

ergy

Not

Su

pp

lied

[M

Wh

]

• R-ENS выражается в МВт и основывается на ЕNS• Функция ограничения принята в целях борьбы

как с крупными перебоями передачи (с обширн. ENS) так и с мелкими повседневными отключениями

РЕГУЛИРОВАНИЕ НЕПРЕРЫВНОСТИ ПЕРЕДАЧИ Э/Э: ВЫБОР ПОКАЗАТЕЛЕЙ

(1)

Источник: собственные разработки

Сглаживающая и ограничивающая функция принятая для определения R-ENS начинается с ENS

Непоставленная энергия (МВт)


• NIU включает в себя короткие и длинные отключения для всех пользователей, напрямую подсоединенных к национальной распределительной сети

• NIU = SAIFI + MAIFI• NIU высчитывается для каждой из 8

территориальных зон, в которых находится сетевой оператор

• Несимметричная схема (больше штрафов, чем поощрений) учитывает цели содействию однородности качества передачи э/э в Италии

РЕГУЛИРОВАНИЕ НЕПРЕРЫВНОСТИ ПЕРЕДАЧИ Э/Э: ВЫБОР

ПОКАЗАТЕЛЕЙ(2)


• UZI это количество пользователей сети с нулевым количеством отключений в год, в отношении к общему количеству пользователей

• В отношении UZI имеется только поощрительная схема, повышения размера поощрения за R-ENS и NIU (в случае перевыполнения поставленных целей)

• Природа UZI отражает характер услуг по передаче э/э: пользователи сети не должны страдать от отключений из-за сбоев при передаче

РЕГУЛИРОВАНИЕ НЕПРЕРЫВНОСТИ ПЕРЕДАЧИ Э/Э: ВЫБОР

ПОКАЗАТЕЛЕЙ(3)


• Автоматическое включение схем автоматической частотной разгрузки в результате нарушений, возникших в энергосистеме соседних взаимосвязанных стран;

• Предупредительный сбой нагрузки (о котором сообщается как минимум за один день до проведения) как следствие ожидаемого отсутствия адекватных генерирующих ресурсов;

• Принудительное отключение линии ввиду чрезвычайных обстоятельств (например, в случае возникновения пожара при выключении ВН схем по требованию милиции и работников пожарной службы);

• Стихийные бедствия (например, землетрясение);• Преднамеренный ущерб (например, террористические

акты);• Исключительно обширные отключения( свыше 40000

МВт/инцидент)• Перебои в работе по вине пользователей и сторонней

нетехнологической генерации (NIU, UZI)

РЕГУЛИРОВАНИЕ НЕПРЕРЫВНОСТИ ПЕРЕДАЧИ Э/Э: ПРИЧИНЫ ОТКАЗА


МОНИТОРИНГ КАЧЕСТВА НАПРЯЖЕНИЯ РАСПРЕДЕЛЕНИЕ И

ПЕРЕДАЧА







ОБРАЗОМ


ДОСТУПНОЙ











качества





обращений


штрафов




МОНИТОРИНГ УСТРОЙСТВ УСТАНОВЛЕННЫХ НА СИСТЕМАХ ШИН С СН И ВН/СН ПОДСТАНЦИЯХ

400 единиц мониторинга(мониторингу подвергаются около 10% систем шин с СН в сетях распределения со средним напряжением) .

Выборка является репрезентативой характеристик сети с т.з.:

• Количества ВН/СН подстанций в каждом регионе

• Протяженности линий электропередачи СН

• Тип линий электропередачи СН: кабельные линии, надземные линии, линии со смешанным оборудованием

• Компенсация нейтрали или изолированная нейтраль

• Количество СН потребителей• Плотность НН потребителей


73 принадлежащих СН потребителям, согласившимся добровольно (при содействии Органа Регулирования) участвовать в мониторинге компаний

124 принадлежащих операторам распределительной сети

Данная выборка устройств не является репрезентативой контролируемых сетей СН

МОНИТОРИНГ УСТРОЙСТВ УСТАНОВЛЕННЫХ НА МЕСТАХ ПОСТАВКИ СН


СРЕДНЕЕ КОЛИЧЕСТВО ПАДЕНИЙ МОЩНОСТИ СОГЛАСНО НОВОМУ

prEN50160 /IИталия, 2007, все типы СН сетей, систем шин СН на ВН/СН подстанций

Желтые клетки: оборудование с классом устойчивости 2Желтые+ Зелёные: оборудование с классом устойчивости 3Красная линия: кривая сочетаемости

http://queen.ricercadisistema.it

Длительность (мсек)Остаточная стабилизация напряжения %

Итого


0

50

100

150

200

250

300

Emilia

R.

Lom

bard

ia

Tosc

ana

Tren

tino

A.A.

Vene

to

Piemon

te

March

e

Sarde

gna

Friu

li V.G

.

Ligu

ria

Molise

Lazio

Puglia

ITALY

(avg

)

Abruz

zo

Sicilia

Campa

nia

Calabr

ia

Yea

rly

nu

mb

er o

f d

ips

per

po

int

СРЕДНЕЕ КОЛИЧЕСТВО ПАДЕНИЙ МОЩНОСТИ СОГЛАСНО НОВОМУ

prEN50160 /IIИталия, 2007, все типы СН сетей, систем шин СН на ВН/СН

подстанций


МОНИТОРИНГ КАЧЕСТВА НАПРЯЖЕНИЯ В СЕТЯХ ПЕРЕДАЧИ И

РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СЕТЯХ ВН (1/3)

Уровень напряжения ПередачаРаспределительные

ВН сетиИтого

380 кВ 7 0 7

220 кВ 10 6 16

150 кВ 23 23 46

132 кВ 67 27 94

60 кВ 0 2 2

Итого 107 58 165

Количество установленных измерительных устройств

Источник: 4-й Сопоставительный отчёт Terna и Ceer, 2008


Количество падений напряжения на измеряемый участок по сетям 380кВ и 220кВ, 2007.


Остаточное напряжение

Продолжительность (мсек)

(%)20 < t ≤ 100

100 < t ≤

500

500 < t ≤

1000

1000 < t ≤ 3000

3000 < t ≤

60000Итого

90 > u ≥ 85 19.0 1.5 0.1 0.0 0.0 20.6

85 > u ≥ 70 24.2 3.5 0.3 0.0 0.0 28.0

70 > u ≥ 30 13.6 2.4 0.6 0.1 0.0 16.7

30 > u ≥ 10 0.5 0.3 0.0 0.0 0.1 0.9

10 > u 1.8 0.5 0.1 0.0 0.0 2.4

Итого 59.1 8.2 1.1 0.1 0.1 68.6


РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СЕТЯХ ВН (2/3)


Количество падений напряжения на измеряемый участок по сетям 150кВ и 132кВ, 2007.


Остаточное напряжение

Продолжительность (мсек)

(%)20 < t ≤ 100

100 < t ≤

500

500 < t ≤

1000

1000 < t ≤ 3000

3000 < t ≤

60000Итого

90 > u ≥ 85 25.5 6.9 0.9 0.4 0.1 33.8

85 > u ≥ 70 24.4 6.3 0.6 0.2 0.0 31.5

70 > u ≥ 30 12.6 4.7 0.3 0.2 0.0 17.8

30 > u ≥ 10 1.1 0.9 0.1 0.1 0.1 2.3

10 > u 1.9 0.6 0.1 0.0 0.1 2.7

Итого 59.1 19.4 2.0 0.9 0.3 88.1


РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СЕТЯХ ВН(3/3)


КОММЕРЧЕСКОЕ КАЧЕСТВО ПОСТАВОК







ОБРАЗОМ


ДОСТУПНОЙ











качества





обращений


штрафов




РЕГУЛИРОВАНИЕ КОММЕРЧЕСКОГО КАЧЕСТВА В ИТАЛИИ

НОВЫЕ ГАРАНТИРОВАННЫЕ СТАНДАРТЫ ПОСТАВОК Э/Э И ГАЗА (С 2009)

• МАКСИМАЛЬНОЕ ВРЕМЯ ОЖИДАНИЯ (Все стандарты в для световых дней)

- Соответствующий ответ на жалобу 40- Корректировка счёта 90– Корректировка многострочного счёта 20

• Когда гарантированные стандарты не выполняются по вине коммунальных служб, пользователи имеют право на получение автоматических компенсационных выплат посредством счетов

• Уровень компенсационных выплат соотносится с типом потребления:

– домашнее, бизнес, промышленность: 20€– Эскалация, как для распределении при коммерческом

качестве

• Потребители всегда имеют право обратиться в суд, если сумма ущерба превышает сумму компенсации


РЕГУЛИРОВАНИЕ КОММЕРЧЕСКОГО КАЧЕСТВА В ИТАЛИИ НОВЫЕ

ВСЕОБЪЕМЛЮЩИЕ СТАНДАРТЫ ДЛЯ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ И ГАЗОСНАБЖЕНИЯ

(С 2009)- Ответы на письменные запросы по

корректировке счетов:- 40 дней в 95% случаев

- Ответы на письменные запросы информации:- 30 дней в 95% случаев


РАССМОТРЕНИЕ ЖАЛОБОдной из функций, предписываемых Институционным законом 481/99, является оценка жалоб, заявлений и отчётов потребителей или пользователей, индивидуальных или от имени организации в отношении стандартов качества и тарифов предоставляемых поставщиками услуг

В Органе Регулирования имеется специальное Управление, которое отвечает за информирование и защиту потребителей и их основными задачами является:• Установление правил защиты потребителей (касаемо условий контрактов, прозрачности процедуры выставления счетов, преддоговорной информации и т.д.)• обеспечение прозрачности и доступности информации, с учётом заинтересованности в отношениях с потребительскими организациями • рассмотрение жалоб потребителей


УВЕЛИЧЕНИЕ КОЛИЧЕСТВА ЖАЛОБ

Сколько поступает жалоб?

Основные причины жалоб (напр.: 07 мая 2008)

• Выставление счетов 33%• Контракты 19%• Преддоговорная информация 15%• Отключение за неуплату 9%• Качество обслуживания (отключения, подключения, качество напряжения) 9%• Потребление (прогнозирование объемов потребления,

считывание информации со счётчиков) 2,6%

1999 2002 2005 2008

Получено жалоб 213 449 1049 8000

Количество сотрудников в Управлении информации и защиты прав потребителей

4 5 6 7


НОВАЯ СЛУЖБА ТЕХНИЧЕСКОЙ ПОДДЕРЖКИ

• Растущее количество жалоб и потребность в эффективных и удовлетворительных ответах привели к тому, что в 2007 году был предложен проект экстернализации рассмотрения жалоб, передавая ответственность за первую ступень потребителю

• Перед службой технической поддержки стоит задача по развитию всех видов деятельности, которые могут рассматриваться в рамках подготовки следующих процедур:– Получение жалоб и апелляций со стороны потребителей и

создание файла для каждой жалобы– Запрос информации и разъяснений у поставщиков– Предложение потребителям и поставщикам мер по

решению возникших проблем– В случае, когда проблема не может быть решена или

потребитель не удовлетворен ответом, файл направляется в Орган Регулирования для окончательной оценки

– Составление отчётов Органа Регулирования по полученным жалобам и действиям, предпринятым в этой связи


ЕДИНСТВЕННОЕ КОНТАКТНОЕ ЛИЦО ДЛЯ ПОТРЕБИТЕЛЯ:

ПОСТАВЩИК•Существуют обязательства по своевременному

исполнению, действующие для поставщиков: 2 рабочих дня для отправки запроса конечного потребителя распределительной организации и 2 рабочих дня на отправку ответа распределительной организации конечному потребителю

•На настоящий момент не существует автоматических компенсаций в случае, если поставщик не соблюдает обязательства по своевременному исполнению.


РЕГУЛИРОВАНИЕ РАБОТЫ CALL ЦЕНТРОВ

– Минимальные требования: время открытия сall центров с человеком-оператором; информация по счёту и интернет сайт

– Стандарт: в среднем в месяц

• Доступ к сервису AS 80%• Среднее время ожиданияTMA 240 sec.• Уровень сервиса LS 90%

– Удовлетворенность потребителя: на основе шестимесячного исследования степени удовлетворенности конечного потребителя, звонившего в call центра (по средством телефонного опроса)

– Сопоставительный анализ результатов: публикуется каждые 6 месяцев– оценка по трем результативным категориям:

• PA зависит от доступности услуг

• PQ зависит от качества услуг

• PSC зависит от результатов телефонного опроса

IQT = [(PA + PQ) / (PA

+ PQ)max x 100 ] x 0,7 + PSC

x 0,3


Pos VENDITORE

PUNTEGGIO ACCESSO AL

SERVIZIO (PA)

PUNTEGGIO QUALITÀ DEL

SERVIZIO (PQ)

PUNTEGGIO INDAGINE

SODDISFAZIONE CLIENTI

(PSC)

PUNTEGGIO GLOBALE

(IQT)

1 EDISON ENERGIA S.P.A. 114 87 84,4 95,3

2 LINEA PIU S.P.A. 50 103 92,4 81

3 HERA COMM S.R.L. SOCIO UNICO HERA S.P.A. 44 107 90,1 79,6

4 A2A ENERGIA S.P.A. 31 100 98,8 75,3

5 TRENTA S.P.A. 35 71 98 66,3

6 SGR SERVIZI S.P.A. 44 58 100 65,5

7 GAS NATURAL VENDITA ITALIA S.P.A 45 59 95,4 64,8

8 TOSCANA ENERGIA CLIENTI S.p.a. (EX TOSCANA GAS CLIENTI) 48 59 89,7 64,2

9 E.ON Energia S.p.A. 44 50 89,6 59,6

10 AMG GAS S.R.L. 42 45 94,1 58,5

11 ENIA ENERGIA S.P.A 34 53 90,2 57,4

12 ITALCOGIM ENERGIE S.P.A. 39 50 85,1 56,5

13 ENEL SERVIZIO ELETTRICO S.P.A. 38 42 89 54,6

14 EROGASMET VENDITA - VIVIGAS S.P.A. 31 30 97,1 50,4

15 PROMETEO S.P.A. 42 13 100 49,2

16 ENEL ENERGIA S.P.A. 25 54 72 49,1

17 ESTENERGY S.P.A. 31 20 91,9 45,3

18 ASM ENERGIA E AMBIENTE S.R.L. 47 0 (*) 94,2 44,6

19 ASCOTRADE S.P.A. 42 0 (*) 95,4 43,2

20 ACEAELECTRABEL ELETTRICITA SPA 46 0 (*) 85,3 41,6

21 ACEGAS-APS SERVICE S.R.L. 41 0 (*) 89,4 41,1

22 ENI S.P.A. 53 0 (*) 75,3 41

23 IRIDE MERCATO S.P.A. 33 4 89,9 39,9

24 E.S.TR.A. ENERGIA,SERVIZI,TERRITORIO, AMBIENTE S.R.L. 34 0 (*) 91,4 39,3

25 AGSM ENERGIA Spa 30 0 (*) 91,3 37,8

Поставщика ээ и газа с более чем

100,000 конечны

х потребителей.

ПРИМЕР ПУБЛИКАЦИИ ОТЧЁТА CALL ЦЕНТРА (*) за июль-декабрь 2008

(*) на интернет сайте Органа Регулирования + пресс релиз

ПродавецОценка подключений

Оценка качества сервиса

Оценка степени удовлетворенности клиентов

Общая оценка


ПОВЕСТКА ДНЯ

• Обзор регулирования качества услуг в области электроэнергии

• Краткий обзор регулирования умных систем учёта электроэнергии и газа


СХЕМА РЕГУЛИРОВАНИЯ ИЗМЕРЕНИЯ

Режим

Оператор несёт ответственность за измерение

Раздельный учёт

Реформа по разделению

Разделение тарифов измерения

Функциональное разделение

Регулируемые

ОРС

2001

2007

2004 (с тарифами на

распределение)2010

Электроэнергия

Газ

ОРС (с 2008 Розничные торговцы

могут считывать информацию со

счётчиков)

2009 (с тарифами на

распределение и розничным

компонентом тарифа)

2012

ОРС – Оператор Распределительной Сети


СИСТЕМА РЕГУЛИРОВАНИЯ УМНОГО УЧЁТА

• Регулирование технологий умного учёта (учёта) проводится как в электроэнергетическом так и в газовом секторе

• В обоих случаях обозначены минимальные функциональные требования и крайние сроки (со штрафами) для монтажа/ввода в эксплуатацию

• Электроэнергия: Организационно-распорядительный документ 292/06 и 235/07 (на английском: http://www.autorita.energia.it/docs/06/292-06allengnew.pdf)

• Газ: Организационно-распорядительный документ ARG/gas 155/08: (на английском http://www.autorita.energia.it/docs/08/155-08alleng.pdf)


УМНЫЙ УЧЁТ – ПОДХОД К РЕГУЛИРОВАНИЮ

Два различных подхода

• Электроэнергия: вывод о невозможности введения системы умного учёта на уровне страны (для всех ОРС) после выбора ENEL

• Газ: оценка воздействия (анализ затрат и выгод, техническое исследование, …)

Стимулы

• Необходимость следования целям

• Директива 2006/32/EC (перенесена в итальянское законодательство в мае 2008 – Указ №115/08)


ЗАЧЕМ НУЖНЫ МИНИМАЛЬНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ

• Дабы гарантировать:

Достижение целей

Одинаковые параметры для всех потребителей (бытовых/не бытовых; по свободной/защищенной схеме)

Совместимость и стандартизацию

• Они должны соответствовать следующим критериям:

Системная ориентация

Избегать возникновения барьеров или ограничений для технических/технологических инноваций

Предотвращать отторжение новых решений/схем

Независимость от телекоммуникационных систем


УМНЫЙ УЧЁТ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ


ОБЪЁМ ПРОДЕЛАННЫХ РАБОТ• Февраль/май 2006: направлен официальный запрос

информации в Enel, Acea Rome и в большинство европейских производителей приборов умного учёта (на практике умные системы учёта были изучены с функциональной точки зрения)

• Июль 2006: опубликован консультационный документ № 23/06

• Декабрь 2006: опубликован организационно-распорядительный документ 292/06, в котором отражено:

– Перераспределение обязательств

– Минимальные функциональные требования

• Сентябрь 2007: отражены показатели эффективности систем умного учёта, в то время исключительно с целью мониторинга (организационно-распорядительный документ 235/07)


ЦЕЛИ• Помочь в обеспечении конкурентоспособности

поставок электроэнергии бытовым и не бытовым потребителям

• Создание функциональных и технологических условий для предоставления почасового учёта также и для точек поставки с низким уровнем напряжения

• Повышение качества учёта электроэнергии, услуг по поставкам и распределению для потребителей НН и обеспечить равные функциональные и производительные уровни для потребителей на свободном рынке и во всем мире

• (Не включенные в R.O.): быть на шаг вперёд конкретных требований, в частности, осведомленность об объёмах потребления (удаленный контроль) и проблемы требующие решения автоматизация домов и зданий)


ПРИБОРЫ УМНОГО УЧЁТА ДЛЯ НН ПОТРЕБИТЕЛЕЙ

Обязательные временные рамки (1/2)

УстановкаВвод в

эксплуатацию

Штрафы

(*)

25% 31-2-08 30-06-09

65% 31-12-09 30-06-10

90% 31-12-10 30-06-11

95% 31-12-11 30-06-12

100% 31-12-08 30-06-09

Бытовые и не бытовые

потребители с P<=55кВт

Потребители с P>55кВт

(*) не утвержденные капитальные затраты на электротехнические приборы учёта не возвращаются

В каждый из годов в период 2009-2012 ОРС должны сообщать AEEG сведения о уровне установки и ввода в эксплуатацию приборов умного учёта


• Начиная с 1 января 2008 для каждой из точек поставки с низким уровнем напряжения, через которые осуществляется ввод активной электроэнергии, ОРС должны установить отдельный прибор умного учёта, одонофазный для однофазного применения и трехфазный для трехфазного применения.


Обязательные временные рамки (2/2)

Первый шаг в направлении умных сетей


Enel distribuzioneAcea RomaAem MilanoAem TorinoSet distribuzioneAsmea BresciaHera BolognaAgsm Verona

ОРС

% НН потребителей оснащенных

приборами умного учёта

Количество НН

потребителей


Текущий статус плана по введению в эксплуатацию

Срез текущего состояния на 30 июня 2009 для большинства ОРС

30,063,1721,552,054

856,278554,992227,255220,893163,728159,328

95.4%57.8%28.2%31.0%27.6%92.4%32.6%31.3%


ОСНОВНЫЕ ИЗ МИНИМАЛЬНЫХ ФУНКЦИОНАЛЬНЫХ ТРЕБОВАНИЙ -

AMM (1/2)Определенные для:

• Однофазных моно-направленных счётчиков

• Однофазных двунаправленных счётчиков

• Трехфазных моно-направленных счётчиков

• Трехфазных двунаправленных счётчиков


ОСНОВНЫЕ ИЗ МИНИМАЛЬНЫХ ФУНКЦИОНАЛЬНЫХ ТРЕБОВАНИЙ -

AMM (2/2)• Ценовые схемы времени использования (еженедельный

профиль): до четырех зон, до пяти интервалов в день(1 суммирующее устройство + 4 зоновых суммматора)

• Учёт интервала (мин. 1 час, макс. = 36 дней)• Удаленная транзакция [считывание потребления(сумматоры и

интервалы), активация/деактивация поставок, изменение объёма предписанной мощности, изменение тарифа времени использования, снижение потребляемой мощности]

• Безопасность информации (внутренние приборы учёта, во время передачи в центр управления, слово состояния с быстрой передачей в центр управления в случае поломки счётчика)

• Остановка исходящей информации (счета, договорные изменения, смена поставщика)

• Выключатель на панели счётчиков+ алгоритм управления спросов (альтернатива: регистрация пиковых мощностей по каждой группе по времени потребления)

• Приборная панель (текущий сумматор и активированные аккумуляторы по группам по времени потребления, сведения о последней остановке)

• Медленные изменения напряжения (согласно EN50160)• Модернизация программного обеспечения


ТРЕБОВАНИЯ ПО ИСПОЛНЕНИЮ• После введения минимальных функциональных требования, были

введены некоторые показатели деятельности для систем автоматизированного управления измерением энергопотребления (R.O. 235/07):

Ежегодный процент успешных удаленных операций (включение / отключение, изменение включенной мощности, изменение ценовой схемы, сокращение мощности) в течение 24 часов и в течение 48 часов

Ежегодный отчёт о количестве счётчиков, которые как минимум один раз зарегистрировали сбой, информация о котором была направлена в контрольный центр

Частота считывания Пороги Количество счётчиков с числом удачных считываний ниже порога

Количество счётчиков с числом удачных считываний ниже 0

Ежемесячно 6

Раз в 2 месяца 3

Раз в 3 или 4 месяца 2

Раз в 6 месяцев 1

Ежегодно 0


ТАРИФ УЧЁТА

• 2004: разделение тарифа учёта и тарифа распределения

• 2004-2007: “надбавка” для каждого бытового потребителя благодаря умным счётчикам составила менее 2 евро за год

• 2008-2013:– В контексте работы приборов умного учёта

фактор X составит 5% (по сравнению с 1.9 % организацией распределения)

– Тариф учёта устанавливается/будет устанавливаться каждый год

• Механизм выравнивания предусмотрен для того, чтобы выявить высшие отметки расходов для малых распределительных сетей


ИНТЕРВАЛЬНЫЕ СЧЁТЧИКИ ДЛЯ ВН И СН ПОТРЕБИТЕЛЕЙ

• ВН потребители и большинство СН потребителей со второй половины 80-х были оснащены интервальными счётчиками (15 мин – 1 час)

• В 2004 году были изданы обязательства по установке интервальных счётчиков (1 час) для всех СН потребителей:

- P>500кВт к июню 2004- P=201-500кВт к декабрю 2004- P=101-200кВт к декабрю 2005- P<=100кВт к декабрю 2006

• В настоящее время все ВН и СН потребители (бесплатно или по программе защиты потребителей) оснащены интервальными счётчиками, которые работают на почасовой основе


УМНЫЙ УЧЁТ ГАЗА


ГАЗ: ПРОДЕЛАННАЯ РАБОТА• Июль 2006: анонсированное введение умных счётчиков в

газовом секторе • Май/октябрь 2007: был сделан анализ затрат и выгод,

техническая оценка, исследование по применению систем автоматизированного управления измерением энергопотребления/ автоматического снятия показаний электросчётчиков в Европе

• Июль 2007: издан первый консультативный документ (приблизительные взгляды)

• Ноябрь 2007: создана Рабочая группа (все еще функционирует) по теме «Каковы минимальные функциональные требования для умных счётчиков" (участники: Орган регулирования электроэнергии и газа Италии, операторы распределительной сети, розничные операторы, производители счётчиков, Итальянский газовый комитет)

• Февраль/апрель 2008: направлен запрос информации по установлению счётчиков главными операторами распределительной сети

• Июнь 2008: издан второй консультативный документ (финальные взгляды)

• Октябрь 2008: издан организационно-распорядительный документ по АРГ/газу 155/08


ГАЗ: РАСПИСАНИЕ ПО ВВОДУ В ЭКСПЛУАТАЦИЮ ПРИБОРОВ УМНОГО

УЧЁТА

Крайний срок введения в

эксплуатациюПроценты

Штраф[€/за счётчик не

введенный в эксплуатацию]

> G40 31 декабря 2010 100%54

≥ G16 и ≤ G4031 декабря 2011

100% 21

> G6 и < G16

31 декабря 201130%

1231 декабря 2012

100%

≤ G6

31 декабря 2012 5%

4

31 декабря 2013 20%

31 декабря 2014 40%

31 декабря 2015 60%

31 декабря 2016 80%


ГАЗ: ЦЕЛИ• В целях упрощения процесса устранения любых

недостатков и дискриминационных функций путём совершенствования процесса регистрации и учета природного газа использованного потребителями и внедрения технологических инноваций на узлах учёта газа

• Создание функциональных и технологических условий для внедрения механизмов развития рыночной системы в секторе природный газ и поддержка ясности регулируемого рынка в вопросах касающихся природного газа новых услуг балансировки

• Улучшение качества учёта природного газа, услуг по продаже и распределению, обеспечивая при этом те же самые функциональные и сервисные уровни, независимо от оператора, несущего ответственность за обслуживание счетчиков и в то же время содействие повышению уровня осведомленности об объемах потребления


ГАЗ: НА ПУТИ К РАЗВИТИЮ (1/2)

Проведено в 2007:

• Исследование по применению систем автоматизированного управления измерением потребления газа/ автоматического снятия показаний со счётчиков (AMR/AMM) в Европе показало, что:

– Проекты работают(в некоторых случаях газ и электричество комбинируются)

– Существуют различные технологии по производству счетчиков, имеющихся в системе (традиционные+модуль устройства регистрации данных/счётчики нового поколения)


Проведено в 2007 :• Оценка умных газовых счётчиков показала:

– Доступность новых функций– Доступность новых технологий измерение (зрелых,

но с более низким уровнем индустриализации) с возможностью коррекции температуры и температуры + давления

– Некоторые модели уже сертифицированы MID как для коррекции температуры и давления так и только для коррекции температуры

– Наличие разработок с электроклапаном на панели– Проблемы связанные со сроком службы батареек:

зависит от условий окружающей среды, от объёма информации передаваемой посредством счётчика и частоты её передачи, от использования дисплея и т.д.

ГАЗ: НА ПУТИ К РАЗВИТИЮ(2/2)


ГАЗ: НЕКОТОРЫЕ ПРЕДВАРИТЕЛЬНЫЕ РЕШЕНИЯ

• Количественный анализ затрат и выгод, который будет сделан оператором распределительной сети, стороной, которая будет инвестировать и считывать информацию со счётчиков

• Количественный анализ затрат и выгод должен быть дифференцирован в зависимости от размера ОРС. Крупный (> 500 000 потребителей), средний (50,000-500,000 потребители) и малый (<50 000 потребителей)

• Должны быть оценены как AMR и AMM (*) для бытовых потребителей (годовое потребление <5000 м3), и только AMR для остальных (годовое потребление> 5000 м3)

• Должны учитываться трудности в проведении количественного анализа затрат и выгод стороны потребителей, в частности, для

(*) AMM = AMR + электроклапаны на устройствах умного учёта, которые не могут быть открыты удаленно.


ГАЗ: НЕКОТОРЫЕ ПРЕДВАРИТЕЛЬНЫЕ ГИППОТЕЗЫ

• Никаких надбавок для получения чистой приведенной стоимости, показанной следующим образом, применять для покупателей не предполагалось

• Расходы не включают остаточную амортизации традиционных счётчиков, которые должны быть заменены «умными счетчиками»

• Периодическая замена батарей питания: раз в период эксплуатации умных счётчиков в группе потребления до 5000 м3/год и каждые два года в группе потребления более 5000 м3/год

• Было принято решение об установке, в среднем, одного накопителя данных на каждый 12 –й умный счётчик считалось (более 95% умных счетчиков будет управляться с помощью накопителей данных )

• Были учтены затрат, необходимых для взаимодействия систем умного учёта с системами биллинга


ГАЗ: РЕЗУЛЬТАТЫ АНАЛИЗА ЗАТРАТ И ВЫГОД (1/4)

Группы по объёму годового потребления

Размер оператора распределительной сети(кол-во потребителей)

Крупный(> 500,000)

Средний(50,000-500,000)

Малый(< 50,000)

Пример 1: < 5,000 m3, AMM 1 – 1.18 1.27 – 1.46 3.14 – 3.35

Пример 2: < 5,000 m3, AMR 1 1.26 3.33

Пример 3: 5,000–200,000 m3, AMR 1 1.16 1.89

Пример 4: > 200,000 m3, AMR 1 1.12 1.43

Пример 5: < 5,000 m3, AMM (Пример 1) ≥ 5,000 m3, AMR (Пример 3 и 4)

1 – 1.17 1.26 – 1.44 3.05 – 3.25

Стоимость одной контрольной точки, введенной в эксплуатацию , приведена к стоимости крупного ОРС





Крупный(> 500,000)

Средний(50,000-500,000)

Малый(< 50,000)

Пример 1: < 5,000 m3, AMM 1 1.19 1.43

Пример 2: < 5,000 m3, AMR 1 1.32 1.69

Пример 3: 5,000–200,000 m3, AMR 1 1.09 1.19

Пример 4: > 200,000 m3, AMR 1 1.06 1.13


1 1.17 1.37

Годовая прибыль от одной контрольной точки приведена к стоимости крупного ОРС





Крупный(> 500,000)

Средний(50,000-500,000)

Малый(< 50,000)

Пример 1: < 5,000 m3, AMM[1] -8 -11 -130

Пример 2: < 5,000 m3, AMR -26 -23 -99

Пример 3: 5,000–200,000 m3, AMR

613 685 633

Пример 4: > 200,000 m3, AMR 1,151 1,227 1,182


7 6 -112

ЧПС в 15 году для различных групп по объёму годового потребления [€/счётчик] AMM = AMR + электроклапаны на устройствах умного учёта, которые не могут быть

открыты удаленно..


• Были вычислены размеры льгот (в евро) для поставщиков

• Данные льготы не использовались для оценки ЧПС, показанной на предыдущем слайде

• С качественной точки зрения некоторые льготы также были для «газовой системы в целом»



ГАЗ: ОСНОВНОЙ ФОКУС• Компенсация температуры и давления (последнее не

утверждено для бытовых потребителей)

• Электроклапаны на панели счётчиков для бытовых потребителей (AMM для G4/G6)

• Параметризуемый интервал измерения (минимальный интервал: 1 час, для> = G10, 1 день для G4/G6)

• Схема показателей по времени использования

• Стандартизация и функциональная совместимость

• Срок службы батарейки (и ограничения, возникающие в этой связи)

• Связь между накопителями данных и счётчиками

• Монтаж накопителей данных (энергоснабжение, местоположение)

• Потенциал перемещения счётчиков


ГАЗ: УТВЕРЖДЕННЫЕ МИНИМАЛЬНЫЕ ФУНКЦИОНАЛЬНЫЕ ТРЕБОВАНИЯМинимальные функциональные требования

≥ G10(AMR)

< G10(AMM)

Часовая/календарная способность приборов учёта управления временем; синхронизация с такой же частотой считывания; максимальный ежемесячный сдвиг не должен превышать: Регулировка температуры. Газ отобранный при стандартных температурных условиях (15°C).Регулировка давления. Газ отобранный при стандартных температурных условиях (1,01325 бар).Снятие показаний суммарного накапливающего регистра. Одного дополнительного суммарного накапливающего регистра.Время снятия показаний суммарного накапливающего регистра. Три отдельных суммарных накапливающих регистра, три временных периода, до пяти интервалов в день. Расписание, обновляемое дважды в год.Измерение интервалов. 70 дневная мощность, минимальный интервал:Сохранение и резервное копирование показаний суммарного накапливающего регистра. Мин. Раз в 6 месяцев, макс. ежемесячно; каждый раз когда вводится новое расписание времени использования. Данные суммарного накапливающего регистра должны быть сохранены после замены батарейки или выхода из строя. Защита показателей. Механизмы для защиты и мониторинга данных суммарного накапливающего регистра Диагностика. Самодиагностика, включая обязательную ежемесячную проверку. Результат фиксируется в отчёте о состоянии и передаётся в центр управления. Дисплей. По запросу потребителя: дата и время, текущие и последние сохраненные показатели, любое уведомление, показывающее о регистрации счётчиком сбоя. Электроклапан. Доступен на счётчиках, не может открываться удаленно. Во время любых перебоев с подачей энергии поддерживает состояние. Обновление программ приборов учёта.Информация о текущих показателях. Только по запросу потребителя (см. параграф “Соответствие Европейской Директиве 2006/32/EC”).

3 минуты.

Да

Да

Да

Да

1 час

Да

Да

Да

Да

Нет

ДаРезультат импульсно

го генератора

5 минут

Да

Нет

ДаДа

1 день

Да

Да

Даs

Да

Да

Да

Дополнительные физические или логические

связи (нормативно-правовая база до сих пор не определена)

Documents

РЕГУЛИРОВАНИЕ КАЧЕСТВА УСЛУГ В ОБЛАСТИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В ИТАЛИИ