+996 (312) 56 28 97
gosdeptek@gmail.com
Положение о ключевых показателях эффективности в энергосекторе

Приложение

к приказу Госдепартамента по регулированию

ТЭК при МЭиП КР «Об утверждении Положения

«О ключевых показателях эффективности

 в энергосекторе» № 33 от 10.11.2014 г.

 

 

Положение о ключевых показателях эффективности в энергосекторе

            В соответствии с законами Кыргызской Республики «Об энергетике» «Об электроэнергетике», Государственный департамент по регулированию топливно-энергетического комплекса при Министерстве энергетики и промышленности Кыргызской Республики является уполномоченным государственным органом по регулированию ТЭК Правительства Кыргызской Республики, осуществляющим регулирование энергетического сектора в форме мониторинга и контроля деятельности предприятий ТЭК по ключевым показателям эффективности, установленным в настоящем Положении

Статья 1.        Введение

1.1 Настоящее положение здесь и далее именуется «Положение о ключевых показателях эффективности в энергосекторе» («Положение о КПЭ»).

1.2 Настоящее положение распространяется на все субъекты, осуществляющие генерацию, передачу и распределение электроэнергии и подпадающие под регулирование уполномоченного государственного органа по регулированию ТЭК.

1.3 Цель настоящего положения – определить принципы формирования ключевых показателей эффективности для отслеживания качества услуг по электроснабжению.

1.4   Настоящее положение состоит из следующих разделов:

a.    Принципы ключевых показателей эффективности (КПЭ);

b.    КПЭ для генерирующих компаний;

c.    КПЭ для передающих компаний;

d.   КПЭ для распределяющих компаний;

e.    Требования к отчетности;

f.     Мониторинг и контроль за исполнением;

g.    Публичный доступ к КПЭ.

Статья 2.        Определения

2.1 В настоящем положении следующие слова имеют следующие определения, за исключением случаев, где из контекста следует иное:

a.  Генерирующая компания — любое юридическое лицо государственной или частной формы собственности, эксплуатирующее электростанцию и вырабатывающее электроэнергию;

b. Энергетическая система – взаимосвязанная система, состоящая из электрических станций, линий электропередачи, подстанций и распределительного оборудования, предназначенная для выработки, передачи электроэнергии для потребителей и распределения ее между ними;

c. Передача — передача электрической энергии высокого напряжения по высоковольтным сетям для поставки Крупным потребителям или Распределяющим компаниям;

d.  Распределительная электрическая сеть – система передачи электроэнергии, включая вспомогательные структуры вместе с соответствующими сооружениями и оборудованием, используемые для передачи электроэнергии до точки подключения конечного потребителя;

e. Высоковольтные сети – система передачи электроэнергии, включая вспомогательные структуры, сооружения и оборудование, используемые для передачи и распределения электроэнергии и доставки ее к точке подключения потребителей (РЭК или КПП);

f.  Передающая компания – любое юридическое лицо – государственной или частной формы собственности, которое осуществляет передачу электроэнергии от Генерирующей компании в сети Распределительной компании или в сети Крупного потребителя электроэнергии;

g. Распределительная компания – любое юридическое лицо – государственной или частной формы собственности, которое поставляет электроэнергию конечным потребителям;

h. Крупный потребитель электроэнергии – покупатель электроэнергии напрямую по Высоковольтным сетям от Генерирующей или Передающей компаний.

i. Точка соединения – граница раздела собственности между Распределительной компанией и конечным потребителем, или граница между Передающей компанией и Распределительной компанией или Крупным потребителем.

j. Точка поставки – граница собственности между Генерирующей компанией и Передающей компанией

k.  Технические потери – потери электроэнергии, образующиеся в ходе ее передачи и распределения, вызванные физическими характеристиками энергетической системы, исключающими человеческий фактор

l.  Нетехнические потери – потери электроэнергии, вызванные действиями внешних по отношению к энергетической системе факторов, включая кражи, недостоверность учета и начислений, по которым не были выставлены счета.

 

Статья 3.        Принципы ключевых показателей эффективности (КПЭ)

 

3.1 Индикаторы эффективности – это инструменты, для отслеживания эффективности деятельности энергокомпаний с целью предупреждения определенных действий, чтобы качество и устойчивость оказываемых услуг не приносились в жертву прибыльности.

3.2 Цель внедрения КПЭ, определяет собой ответственность за обеспечение прозрачности предоставления информации общественности и уполномоченному государственному органу по регулированию ТЭК о качестве предоставляемых услуг энергокомпаниями.

3.3 При отборе КПЭ, уполномоченный государственный орган по регулированию ТЭК руководствуется следующими параметрами:

a. Предпочтения потребителей – показатель эффективности, отражающий предпочтения и ожидания потребителей в части услуг по электроснабжению;

b. Баланс между ценой и качеством – показатель эффективности, рассматривающий услуги энергокомпаний в рамках соотношения цены и качества оказываемых услуг. Цена предоставляемых услуг должна быть сбалансирована по уровню качества услуг.

3.4 Каждый показатель должен быть предназначен для измерения эффективности энергетических услуг компании в одной из следующих областей:

a.  Бесперебойность электроснабжения – характеризуется количеством и длительностью отключений, а также определяет непрерывность электроснабжения;

b.  Операционная эффективность – характеризуется объемом потерь при передаче электроэнергии;

c.  Качество электроснабжения – данный показатель отражает частоту и величину напряжения, его колебания, понижение напряжения ниже нормы, временные или переходные перегрузки по мощности влияющие на величину напряжения, а также нелинейные искажения.

d. Товарное качество – характеризуется качеством отношений между поставщиком и потребителем, которым характеризуется качество обслуживания клиентов.

e.    Финансовая эффективность – оценка текущего или будущего финансового состояния электрической компании.

3.5 При внедрении Ключевых показателей эффективности уполномоченный государственный орган по регулированию ТЭК будет исходить из доступности данных и того, насколько точно определен тот или иной показатель.

3.6 Уполномоченный государственный орган по регулированию ТЭК установит отдельные КПЭ для услуг по генерированию, передаче и распределению электроэнергии.

Статья 4.        Ключевые показатели эффективности по генерации

 

4.1 КПЭ по генерации направлены на измерение эффективности генерирующих станций за период времени, в которых станции могут функционировать.

4.2   Генерирующая компания обязана собирать данные и вести отчетность по следующим КПЭ:

a. Индекс надежности станции. Индекс надежности используется для отслеживания эксплуатационной готовности каждой электростанции в течение определенного периода времени. Этот индикатор должен показываться отдельно для каждой электростанции. Индекс надежности исчисляется по следующей формуле:

где:

§ SRI - Индекс надежности станции (%);

§ HU - время простоя недоступных вырабатывающих единиц (в часах);

§ IU - вырабатывающие единицы (агрегаты), установленные на электростанции;

§ RH – длительность отчетного периода (в часах).

Индекс надежности электростанции будет рассматриваться как процент эксплуатационной готовности вырабатывающих единиц (агрегатов) электрической станции в течение отчетного периода. Находящаяся в эксплуатационной готовности единица – вырабатывающий агрегат, незадействованный в настоящий момент, либо предназначенный для резервной мощности.

b. Генерирующая компания также должна собирать данные и вести отчетность по следующим показателям:

§ Количество вынужденных отключений для каждого объекта, за каждый квартал;

§  Продолжительность каждого вынужденного отключения (с указанием в отчете точной даты и времени, когда началось и закончилось отключение).

Статья 5.        Ключевые показатели эффективности для передающих компаний

 

5.1 Ключевые показатели эффективности для передающих компаний направлены на измерение эффективности и надежности высоковольтной сети.

5.2 Передающая компания должна отслеживать и вести отчетность по следующим ключевым показателям эффективности:

a.    Объем не поставленной электроэнергии (ОНЭ): мера того, сколько энергии было бы поставлено потребителям, в снабжении которых произошли отключения в случае отсутствия данных отключений. Значение показателя Объема непоставленной электроэнергии рассчитывается путем суммирования непоставленных объемов по каждому случаю прерывания:

где Ei  - это объемы непоставленной электроэнергии (МВтч) в каждом случае.

b. Средняя продолжительность отключения (СПО). Измерение того количества времени, на которое прерываются поставки. Средняя продолжительность отключения выражается в минутах в отчетный период (квартал, год) и рассчитывается с помощью следующей формулы:

где:

§  T - совокупная длительность всех прерываний электроснабжения в отчетный период (в минутах);

§  SI – количество отключений электроснабжения в отчетный период.

c.    Технические потери (в процентах от объема полученной электроэнергии). Технические потери в передающих сетях представляют собой разницу между общим объемом электроэнергии, поступившим с генерирующих станций и общим объемом электроэнергии, переданной всем передающим потребителям. Потери при передаче исчисляются в виде процентов и находятся по следующей формуле:

 

 

где:

§  Eт – это количество электроэнергии, поставленной с генерирующих станций до точки доставки НЭСК;

§  ED – это общее количество электроэнергии, доставленной со стороны НЭСК до точки подключения распределительных компаний и крупных потребителей, а также при экспортных операциях.

Статья 6. Ключевые показатели эффективности для распределительных компаний

6.1    Ключевые показатели эффективности для распределительных компаний направлены на измерение эффективности и надежности высоковольтной сети.

6.2  Распределительные компании должны отслеживать и вести отчетность по следующим КПЭ:

a. Технические потери (в процентах от полученной энергии). Технические потери в распределительной сети представляют собой разницу между общим объемом электроэнергии, поступившим от ОАО НЭСК и ОАО «Электрические станции» и общим объемом энергии, доставленной до точки подключения конечных потребителей. Точками подключения между распределительными компаниями и их потребителями являются подстанции низкого напряжения. Показатель технических потерь исчисляется в виде процента и исчисляется по следующей формуле: 

где:

§  ED – это количество электроэнергии, поставленной от ОАО НЭСК до точки соединения распределительной компании;

§ ЕC – это совокупное количество электроэнергии, доставленной распределительной компанией до точек подключения привязанных потребителей.

b.    Нетехнические потери (в процентах от поставленной электроэнергии). Показатель нетехнических потерь электроэнергии в распределительной сети представляет собой разницу между общим количеством электроэнергии, доставленной до точки подключения потребителя и тем количеством электроэнергии, по которому потребителям были выставлены счета. Точками подключения между распределительными компаниями и распределительными клиентами являются подстанции низкого напряжения. Показатель нетехнических потерь исчисляется в виде процента и исчисляется по следующей формуле:

 

где:

§  ED – это количество электроэнергии, поставленной от ОАО НЭСК до точки подключения распределительной компании;

§ ЕC – это совокупное количество электроэнергии, доставленной распределительной компанией до точек подключения конечных потребителей;

§  ЕB – это совокупное количество электроэнергии, по которой потребителям были выставлены счета.

c.    Количество отключений из расчета на одного потребителя. Измеряет среднее количество отключений в подаче электроэнергии из расчета на одного потребителя.

 

где:

§ SI - количество отключений в электроснабжении в течение отчетного периода.

§ C - среднее количество потребителей, подсоединенных к распределительным сетям (в 100 потребителях) в течение отчетного периода.

Для целей данного показателя, отключение в электроснабжении рассматривается как любое отключение длительностью более пяти минут.

d.   Средняя продолжительность отключений в работе (AIT). Измеряет среднее время отключений в подаче электроэнергии в течении конкретного года. AIT выражается в минутах за отчетный период (квартал, год) и рассчитывается по следующей формуле:

 

 

где:

§ T - совокупная длительность всех отключений электроснабжения в отчетный период (в минутах);

§ SI – количество отключений электроснабжения в отчетный период.

e. Индекс жалоб потребителей на величину напряжения. Показатель того, какая доля потребителей жалуется на напряжение в сети. Формула расчета следующая:

 

где:

§ CVC - количество жалоб потребителей на величину напряжения на 1 тыс. потребителей;

§ VC - количество жалоб потребителей на величину напряжения;

§ N - количество потребителей (1 тыс. потребителей).

f.     Жалобы потребителей[1]. Компания должна вести журнал для регистрации жалоб и вопросов клиентов по поводу оказываемых услуг. Жалобы должны классифицироваться по следующим признакам:

§  Учет электроэнергии;

§  Вопросы по счету или уплате (не связанные с учетом);

§  Запрос на новое подсоединение либо отсоединение от системы;

§  Задержки в удовлетворении прочих категорий жалоб.

Показатель для каждой категории жалоб потребителей рассчитывается как количество жалоб потребителей на каждые десять тысяч потребителей. Например, при регистрации жалоб потребителей в отношении учета электроэнергии, используется следующая формула:

 

где:

§ CI - жалобы клиентов на учет электроэнергии;

§ C - количество жалоб потребителей на учет электроэнергии;

§ N - количество потребителей (10,000 потребителей).

g.     Время для восстановления услуги после непланового отключения. Данный индикатор измеряет количество часов, потребовавшихся для восстановления услуги потребителям после неплановых отключений. Индикатор представляет собой соотношение восстановленной в течение 24 часов услуги из расчета на одного потребителя, затронутого отключением. Данное соотношение представляется в процентном выражении и рассчитывается отдельно для сетей среднего и малого напряжения. Используемая формула:

 

где:

§ RU - восстановлено при внеплановых отключениях (%);

§ ROU - количество потребителей, охваченных восстановлением в течение 24 часов;

§  OU - общее количество внеплановых отключений.

Время для восстановления услуги после планового отключения. Данный индикатор измеряет количество часов, потребовавшихся для восстановления услуги потребителям после плановых отключений. Индикатор представляет собой соотношение восстановленной в период до 12 часов услуги из расчета на одного потребителя, затронутого отключением. Используемая формула:

 

где:

§  RP - вероятность успеха для восстановления плановых отключений;

§  ROP - количество потребителей, охваченных восстановлением в течение 12 часов;

§  OP - общее количество отключений.

6.3   При исчислении показателей отключений, распределительным компаниям разрешается не включать в состав расчетов те отключения, которые были вызваны чрезвычайными событиями, которые были неподконтрольны компании. Такие события могут включать в себя суровые погодные условия или повреждения, нанесенные энергосистеме потребителем или какой-либо иной стороной. Перечень подходящих под это требование событий следующий:

§  Климатические условия и катастрофы:

–  Землетрясения;

–  Наводнения;

–  Прямые попадания молнии;

–  Огонь;

–  Ветер или бури исключительной интенсивности;

–  Иные погодные условия, в результате которых было официально объявлено о чрезвычайной ситуации.

§  Действия других сторон

–  Происходящее по вине потребителей: ненадлежащее использование системы, вандализм, саботаж или аварии;

–  Происходящее по вине третьих сторон: ненадлежащее использование системы, вандализм, саботаж или аварии.

§  Другие события (Форс-мажор)

–  Акты войны или терроризм;

–  Всеобщие забастовки;

–  Другие события, в отношении которых поставщики услуг могут предоставить доказательства того, что прерывание было вызвано событиями, неподконтрольными поставщику.

Статья 7.        Требования по отчетности

7.1    Все электрические компании, перечисленные в статьях с четвертой по шестую, обязаны представлять ежеквартальные отчеты по КПЭ.

7.2   Квартальные отчеты по КПЭ должны охватывать следующие периоды времени:

a.     Квартал 1: с 1 января по 31 марта;

b.     Квартал 2: с 1 апреля по 30 июня;

c.     Квартал 3: с 1 июля по 30 сентября;

d.    Квартал 4: с 1 октября по 31 декабря.

7.3 Отчеты по КПЭ должны быть направлены в уполномоченный государственный орган по регулированию ТЭК в срок до 10 числа месяца, следующего за отчетным кварталом.

7.4  Отчеты по КПЭ должны соответствовать форматам, указанным в Приложениях.

Статья 8.        Мониторинг и контроль за исполнением

8.1 Уполномоченный государственный орган по регулированию ТЭК отвечает за сбор и опубликование всех КПЭ. Квартальные отчеты будут опубликованы в течение 60 дней после завершения квартала.

8.2 Уполномоченный государственный орган по регулированию ТЭК определяет, на основании изучения всех материалов, предоставленных в соответствии с индикаторами, определенными в Статьях 4 в 6 и в Приложениях к настоящему Положению.

8.3 При необходимости, уполномоченный государственный орган по регулированию ТЭК может запрашивать дополнительную информацию от энергокомпаний для подтверждения данных или сведений, предоставленных в рамках КПЭ.

8.4   Уполномоченный государственный орган по регулированию топливно-энергетического комплекса определяет в индивидуальном порядке механизм обеспечения исполнения настоящего Положения в случаях его нарушения.

Статья 9.        Публичный доступ к результатам КПЭ

9.1   Уполномоченный государственный орган по регулированию ТЭК должен разместить на своем официальном веб-сайте все отчеты и данные по КПЭ и поддерживать эти данные в актуальном состоянии.

9.2   В составе годового отчета уполномоченного государственного органа по регулированию ТЭК должна будет сделана оценка того, насколько эффективна деятельность каждой энергокомпании по каждому КПЭ.