Полезный отпуск электроэнергии формула. Термины и определения. Механическое способы хищений электроэнергии

Фактические (отчетные) потери электроэнергии - разность между электроэнергией, поступившей в сеть, и электроэнергией, отпущенной потребителям, определяемая по данным системы учета поступления и полезного отпуска электроэнергии.

Технические потери электроэнергии - потери электроэнергии, обусловленные физическими процессами в проводах и электрооборудовании, происходящими при передаче электроэнергии по электрическим сетям.

Расход электроэнергии на СН подстанций - расход электроэнергии, необходимый для обеспечения работы технологического оборудования подстанций и жизнедеятельности обслуживающего персонала, определяемый по показаниям счетчиков, установленных на трансформаторах СН подстанций.

Система учета электроэнергии на объекте - совокупность измерительных комплексов, обеспечивающих измерение поступления и отпуска электроэнергии на объекте и включающих в себя измерительные ТТ, ТН, электросчетчики, автоматизированные системы учета, соединительные провода и кабели.

Потери электроэнергии, обусловленные погрешностями приборов ее учета — недоучет электроэнергии, обусловленный техническими характеристиками и режимами работы приборов учета электроэнергии на объекте (отрицательная систематическая составляющая погрешности системы учета).

Технологические потери - сумма технических потерь, расхода электроэнергии на СН подстанций и потерь, обусловленных погрешностями системы учета электроэнергии.

Коммерческие потери - потери, обусловленные хищениями электроэнергии, несоответствием показаний счетчиков оплате электроэнергии и другими причинами в сфере организации контроля потребления энергии.

Укрупненная структура фактических потерь электроэнергии - представление фактических потерь в виде четырех составляющих: технических потерь, расхода электроэнергии на СН подстанций, потерь, обусловленных погрешностями системы учета электроэнергии на объекте, и коммерческих потерь.

Территориально-схемная структура фактических потерь электроэнергии - представление укрупненных составляющих отдельно по различным объектам сети (районам, питающим центрам, фидерам и т. п.).

Групповая структура технических потерь электроэнергии - представление технических потерь в виде составляющих, объединенных общим признаком: одинаковым номинальным напряжением, типом оборудования, характером изменения во времени (переменные, условно-постоянные), обусловленности (нагрузочные, холостого хода, зависящие от климатических условий), административным делением и т. п.

Поэлементная структура технических потерь электроэнергии - представление технических потерь в виде составляющих, относящихся к каждому элементу электрической сети.

Допустимая фактическая погрешность системы учета электроэнергии - диапазон возможных значений погрешности системы учета электроэнергии, соответствующий фактическим характеристикам и режимам работы измерительных устройств, входящих в систему учета.

Нормативная погрешность системы учета электроэнергии - диапазон возможных значений погрешности системы учета электроэнергии, соответствующий нормативным (установленным ПУЭ и другими документами) характеристикам и режимам работы измерительных устройств, входящих в систему учета.

Фактический небаланс электроэнергии на объекте (ФНЭ) - разность между электроэнергией, поступившей на объект, и суммой трех составляющих: электроэнергии, отпущенной с объекта, расхода электроэнергии на СН подстанций и технических потерь в оборудовании объекта.

Примечание. Под объектом понимается любой комплекс электротехнических устройств, поступление электроэнергии на который и отпуск электроэнергии с которого фиксируются с помощью приборов учета (подстанция, сетевая организация и т. п.).

Технически допустимый небаланс электроэнергии (ТДН) - диапазон возможной разности между электроэнергией, поступившей на объект, и суммой указанных выше трех составляющих, определяемый допустимой погрешностью установленной на объекте системы учета электроэнергии.

Нормативный допустимый небаланс электроэнергии (НДН) - диапазон возможной разности между электроэнергией, поступившей на объект, и суммой указанных выше трех составляющих, определяемый нормативной погрешностью системы учета электроэнергии, соответствующей фактическим потокам электроэнергии через точки учета, и допустимым уровнем коммерческих потерь.

Анализ потерь электроэнергии - оценка приемлемости уровня потерь с экономической точки зрения, выявление причин превышения допустимых небалансов электроэнергии на объекте в целом и его частях, выявление территориальных зон, групп элементов и отдельных элементов с повышенными потерями (очагов потерь), определение количественного влияния на отчетные потери и их структурные составляющие параметров, характеризующих режимы передачи электроэнергии.

Мероприятие по снижению потерь электроэнергии (МСП) - мероприятие, проведение которого экономически оправдано за счет получаемого снижения потерь электроэнергии (в обосновании МСП приведены требуемые затраты, получаемая экономия электроэнергии, срок окупаемости затрат или другие показатели экономической эффективности).

Мероприятие с сопутствующим снижением потерь электроэнергии — мероприятие, проводимое для улучшения других показателей работы объекта (например, надежности) и приводящее к одновременному снижению потерь электроэнергии, затраты на которое не окупаются только за счет снижения потерь. Некоторые мероприятия могут приводить к сопутствующему увеличению потерь.

Резервы снижения потерь электроэнергии - снижение потерь, которое может быть получено при внедрении экономически обоснованных МСП.

Нормирование потерь электроэнергии - установление приемлемого (нормального) по техническим и экономическим критериям уровня потерь электроэнергии (норматива потерь), включаемого в тарифы на электроэнергию.

Нормативная характеристика технологических потерь электроэнергии (НХТП) - зависимость нормального уровня потерь электроэнергии от объемов ее поступления в сеть и отпуска из сети по точкам учета, отражаемым в балансе электроэнергии.

Re: Классификация потерь в электрических сетях 3 года 2 мес. назад #60

Структура потерь электроэнергии

Разделение потерь на составляющие может по разным критериям: характеру потерь (постоянные, переменные), классам напряжения, группам элементов, производственным подразделениям и т. п. Для целей анализа и нормирования потерь целесообразно использовать укрупненную структуру потерь электроэнергии, в которой потери разделены на составляющие исходя из их физической природы и специфики методов определения их количественных значений.

На основе такого подхода фактические потери могут быть разделены на четыре составляющие:

Погрешности измерений отпущенной в сеть и полезно отпущенной электроэнергии потребителям.

Погрешность измерений электроэнергии в общем случае может быть разбита на множество составляющих, рассмотрим наиболее значимые составляющие погрешностей изме­рительных комплексов (ИК), в которые могут входить: трансформатор тока (ТТ), трансформатор напряжения (ТН), счетчик электроэнергии (СЭ), линия присоединения СЭ к ТН.

К основным составляющим погрешностей измерений отпущенной в сеть и полезно отпущенной электроэнергии относятся:

погрешности измерений электроэнергии в нормальных условиях работы ИК, определяемые классами точности ТТ, ТН и СЭ;

дополнительные погрешности измерений электроэнергии в реальных условиях эксплуатации ИК, обусловленные:

заниженным против нормативного коэффициентом мощности нагрузки (дополнительной угловой погрешностью);

влиянием на СЭ магнитных и электромагнитных полей различной частоты;

недогрузкой и перегрузкой ТТ, ТН и СЭ;

несимметрией и уровнем подведенного к ИК напряжения;

работой СЭ в неотапливаемых помещениях с недопустимо низкой температурой и т.п.;

недостаточной чувствительностью СЭ при их малых нагрузках, особенно в ночные часы;

систематические погрешности, обусловленные сверхнормативными сроками службы ИК.

2.2. Сверхнормативные потери (расходы) электроэнергии»;

в строке п.

4. записать: «Полезный отпуск из сети (п. 1 – п. 2 – п. 3 + п. 2.2»;

к таблице п. 1.4 сделать Примечание: «Сверхнормативные потери (расход) электроэнергии включаются по балансу в полезный отпуск электроэнергии потребителям».

В таблице п. 1.5 «Электрическая мощность по диапазонам напряжения (региональной электрической сети)» сделать те же поправки, что и в таблице п. 1.4.

В таблице п. 1.25 «Расчет ставки по оплате технологического расхода (потерь) электрической энергии на ее передачу по сетям» в строке 3 записать: «Нормативные потери электрической энергии» вместо «потери электрической энергии».

3. ФСТ России внести предложение в Федеральную службу государственной статистики (Росстат) по корректировке (изменениям) в формах Росстата 2РЕГ. 46ЭЭ – полезный отпуск, 46ЭЭ – передача, 23-Н.

В форме 2РЕГ «Сведения о потерях электрической энергии по диапазонам напряжения» в строке 02 записать: «Величина фактических потерь (расходов) электроэнергии в электрических сетях» (вместо «Величина электрических потерь в сетях»).

В форме 46ЭЭ (полезный отпуск) в строке 321 записать: «Компенсация фактического расхода…» (далее по тексту).

В форме 46ЭЭ (передача) в строках 20, 50, 130, 200, 260, 310 записать: «Фактические потери электроэнергии» (вместо «Потери электроэнергии»).

В форме 23-н внести разъяснения:

«В строку 06 включаются данные по «Технологическому расходу электроэнергии на передачу» в соответствии с внутриотраслевым отчетом 7-энерго (макет 12805 «Структура технологических потерь», 2-я часть).

В строку 07 «Коммерческие потери» аналогично включаются данные из отчета 7-энерго (макет 12805, 2-я часть)».

Предлагаемые поправки могут быть внесены в виде дополнительных разъяснений к соответствующим нормативно-методическим документам Минпромэнерго РФ, ФСТ РФ, Росстата РФ.

ОЦЕНКА ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОСЛЕДСТВИЙ ОТ СНПЭ

На рис. 1 приведена принципиальная схема организационноэкономических отношений субъектов регионального рынка электроэнергии.

На основании приведенной схемы сделаем оценку физического и экономического (стоимостного) балансов поставки, передачи, сбыта и потребления электроэнергии в регионе.

Физический баланс электроэнергии

Поступившая (отпущенная) в региональную электрическую сеть от поставщиков (Г) с оптового (регионального) рынка электроэнергия в размере Wос передается по электрическим сетям ЭСК. В них часть электроэнергии в размере D W ф = D W нпэ + D W снпэ расходуется на ее передачу, в результате потребителю полезно отпускается из сети электроэнергия в размере Wпо. Уравнение физического баланса электроэнергии в региональной сети: W ос = W по + D W ф = W по + D W нпэ + D W снпэ. (1) где W ос. W по – соответственно отпуск электроэнергии в сеть и полезный отпуск электроэнергии потребителям; D W ф. D W нпэ. D W снпэ – соответственно фактические, нормативные, определяемые по Методике Минпромэнерго РФ, и сверхнормативные потери электроэнергии в электрических сетях.

СТОИМОСТНОЙ БАЛАНС ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

Стоимостной баланс электроэнергии в сетях региона складывается следующим образом (рис. 1):

1. На основании физического баланса электроэнергии энергосбытовая компания (ЭСБ) региона заключает с поставщиками оптового (розничного) рынка электроэнергии в регионе договор на поставку электроэнергии, необходимой для обеспечения потребителей региона полезной заявленной электроэнергией по цене покупки, установленной для региона регулирующим органом.

Стоимость покупки электроэнергии у ее поставщиков (необходимая валовая выручка генерации) в регионе (НВВ пок) определяется:

где W по – полезный отпуск электроэнергии потребителям региона; Т пок – средневзвешенный тариф покупки электроэнергии от ее поставщиков в регионе (устанавливается регулирующим органом). 2. Одновременно ЭСБ заключает договор с ЭСК на передачу потребителям региона по электрическим сетям полезного отпуска электроэнергии (W по) с учетом НТПЭ, возникающих в электрических сетях, утвержденных Минпромэнерго России и согласованных с регулирующим органом.

При этом стоимость (затраты) ЭСК на передачу полезного отпуска электроэнергии по сетям региона S пер составляет:

где Т сод – средний тариф на содержание сетей ЭСК, установленный регулирующим органом;

Т пот – средний тариф на потери в электрических сетях ЭСК, установленный регулирующим органом.

Поскольку в соответствии с Методическими указаниями ФСТ России стоимость НТПЭ в сетях учитывается по тарифу потерь, а стоимость СНПЭ в сетях в соответствии с Федеральным законом № 35-ФЗ от 26.03.2003 (ст. 32, п. 3) – по цене покупки электроэнергии на оптовом (розничном) рынке, уравнение (3) можно записать:

НТПЭ D W нпэ. выраженные через полезный отпуск потребителям и норматив потерь a в относительных единицах к отпуску электроэнергии в сеть, могут быть рассчитаны по формуле:

Необходимая валовая выручка ЭСК от передачи электроэнергии с учетом установленных регулирующим органом тарифов на содержание сетей Т сод и нормативных потерь в них D W нпэ по утвержденному тарифу потерь Т пот составит:

Из (6) и (7) видно, что затраты на передачу выше выручки ЭСК, оплачиваемой по договору за передачу электроэнергии по сетям, на величину покупки ЭСК СНПЭ на оптовом (розничном) рынке. 3. Для обеспечения потребителей региона электроэнергией и оплаты услуг по ее покупке на оптовом (розничном) рынке, передаче и распределению от электростанций до потребителей по сетям регионов, по организации контроля, учета и сбыта электроэнергии, энергосбытовая компания (ЭСБ) заключает с потребителями в регионе договоры на поставку (продажу) потребителям полезной электроэнергии согласно их заявкам.

НВВпо от продажи полезного отпуска электроэнергии потребителям W по определяется исходя из:

оплаты потребителями поставки полезного отпуска электроэнергии по ее стоимости на оптовом (розничном) рынке Т пок. установленной регулирующим органом;

оплаты полезного отпуска по тарифу на содержание сетей Т сод. установленному регулирующим органом;

оплаты нормативных потерь D W нпэ. утвержденных Минпромэнерго РФ, по тарифу Т пот. установленному регулирующим органом;

оплаты услуг ЭСБ по поставке полезного отпуска Wпо по тарифу сбытовой надбавки Т эсб. установленному регулирующим органом.

С учетом изложенного можно записать:

Стоимостной баланс на региональном рынке электроэнергии проверяется по равенству стоимости услуг субъектов рынка (поставка + передача + сбыт) и оплаты этих услуг потребителями и ЭСК за компенсацию СНПЭ при ее передаче по сетям ЭСК:

Подставив в (10) составляющие уравнений (2), (7) и (9), можно проверить сходимость стоимостного баланса.

На рис. 2 приведена структурная блок-схема алгоритма определения экономически обоснованного тарифа на передачу с учетом согласованных с регулирующим органом мероприятий (программы) по снижению потерь (D W мспр).

Из рис. 2 следует, что, как упоминалось выше, при наличии СНПЭ в сетях ЭСК на регулируемый период (D W снпэр), эта величина по балансу электроэнергии должна прибавляться к полезному отпуску для установления экономически обоснованного тарифа на передачу по сетям ЭСК. Однако в этом случае регулирующий орган в прибыли ЭСК должен предусмотреть средства на реализацию мероприятий по снижению СНПЭ. Если эти средства не будут учтены в выручке на передачу электроэнергии, то ЭСК не соберет положенную плановую выручку по тарифу на полезную передачу энергии потребителям. Такой подход на современном уровне тарифообразования как бы стимулирует ЭСК и ЭСБ к реализации максимально возможных, исходя из финансовых ресурсов, включенных в тариф на передачу и сбытовую надбавку, мероприятий по снижению потерь, в том числе сверхнормативных, зависящих от деятельности электросетевой и электросбытовой компаний.

Возможен другой, более корректный механизм тарифного регулирования передачи электроэнергии. Тариф ЭСК на передачу устанавливается исходя из экономически обоснованных расходов по величине полезного отпуска электроэнергии потребителям. Величина СНПЭ прозрачно указывается в балансе электроэнергии по региону в базовом и регулируемом периодах с учетом мероприятий по снижению потерь, чтобы отражалась динамика этого показателя. При составлении баланса (потребности) электроэнергии по региону на регулируемый период должны учитываться СНПЭ. Электросетевая компания, оплачивая СНПЭ по тарифу покупки электроэнергии на оптовом (розничном) рынке электроэнергии, «закрывая» стоимостной баланс, будет вынуждена искать оптимальные пути снижения СНПЭ, поскольку от их величины несет прямые убытки.

Величина фактических потерь, как правило, больше нормативной величины технологических потерь, учтенной в виде ставки по оплате НТПЭ в тарифе. В связи с этим стоимость СНПЭ, равная разнице между фактическими и НТПЭ, ложится на убытки сетевой компании.

Поэтому ЭСК, работающая на рынке услуг по передаче, совместно с ЭСБ будет экономически заинтересована постоянно совершенствовать и модернизировать систему передачи электроэнергии, ее контроля, учета и сбыта по согласованной с регулирующим органом программе, добиваясь снижения фактических потерь энергии до нормативной величины, сокращая при этом издержки по передаче и сбыту и убытки от СНПЭ. Такой хозяйственный механизм стимулирует ЭСК и ЭСБ снижать полезный отпуск электроэнергии это потери согласно п. 8 . Кроме того, при указанном экономическом механизме стимулирование увеличения прибыли регулируемой организации за счет снижения СНПЭ обеспечивает увеличение налогооблагаемой прибыли и рост налоговых платежей в бюджеты регионов.

В настоящее время согласно нормативным требованиям СНПЭ оплачиваются ЭСК в полной мере, в то время как основной причиной их возникновения является неудовлетворительная деятельность ЭСБ, под юрисдикцией которых находится значительная часть приборов коммерческого учета электроэнергии.

Из этого следует, что программа снижения потерь в сетях ЭСК должна быть комплексной и составлена ЭСК совместно с ЭСБ с представлением в регулирующий орган для ее согласования и последующего учета необходимых средств в тарифе на передачу электроэнергии по сетям ЭСК и сбытовой надбавки ЭСБ.

На основании согласованной ЭСК и Энергосбытом в регулирующем органе на очередной период регулирования комплексной программы энергосбережения и снижения потерь в сетях, включая систему контроля, учета и сбыта электроэнергии, ЭСК и ЭСБ строят системы договорных отношений, в которых указывается их финансовая ответственность за СНПЭ в зависимости от функциональных обязанностей компаний, а также имущественной и эксплуатационной ответственности за оборудование, в котором возникают сверхнормативные потери.

СНПЭ – разность между суммарными фактическими потерями АО-энерго за период и утвержденными нормативными потерями, то есть это часть электроэнергии, поступившая в электрическую сеть и потребленная из сети, но не оплаченная потребителями, или неинкассированная.

Сверхнормативные потери уменьшают выручку АО-энерго на величину, равную произведению СНПЭ на среднеотпускной тариф покупки электроэнергии за рассматриваемый период. Кроме того, имеются отрицательные последствия для платежей в бюджет (уплата налога на потерянную прибыль за отгруженный неинкассированный товар).

В соответствии с новой редакцией пп. 3 и 7 ст. 254 Налогового кодекса (НК) РФ, к материальным расходам для целей налогообложения прибыли приравниваются технологические потери при производстве и (или) транспортировке, обусловленные технологическими особенностями процесса транспортировки, а также физикохимическими характеристиками применяемого сырья.

В электроэнергетике как регулируемой государством естественной монополии, в частности в электрических сетях, технологической особенностью транспортировки электроэнергии по электрическим сетям ЭСК является необходимость установления, согласно нормативным документам, норматива технологических потерь, который учитывается в тарифах на электроэнергию и оплачивается потребителем .

СНПЭ оплачивает ЭСК по цене поставки электроэнергии .

Размер этого платежа является упущенной выручкой за отпущенную в сеть электроэнергию, но неинкассированную по вине АО-энерго, с которой необходима оплата налога на прибыль.

Согласно п. 3 ст. 38 НК РФ товаром для налогообложения является любое имущество, предназначенное для реализации. Таким товаром для реализации являлась, в частности, электроэнергия в виде СНПЭ, отпущенная в электрическую сеть для потребления, но по причине плохой работы сетевых и сбытовых подразделений неинкассированная. В данном случае это может быть классифицировано как нецелевое (ненормированное) использование товара, предназначенного для реализации.

Статья 271 НК РФ устанавливает, что «Датой получения дохода признается дата реализации товаров …независимо от поступления денежных средств… в их оплату», т.е. реализация товара фиксируется по факту его отгрузки, со стоимости которой производится уплата всех налогов.

Кроме того, для регулируемых государством естественных монополий, к которым относится ЭСК, сверхнормативные потери электроэнергии являются экономически необоснованным расходом электроэнергии на ее передачу в сетях, и стоимость СНПЭ, согласно , исключается из обоснованных расходов компании.

В этом случае возрастает на величину стоимости СНПЭ размер налогооблагаемой прибыли.

Последствия СНПЭ в ЕЭС России

По данным сайта РАО «ЕЭС России» об итогах производственной деятельности по передаче и распределению электроэнергии отпуск электроэнергии потребителям, осуществленный по электрическим сетям РСК РАО «ЕЭС России» (далее РСК), в 2006 г. составил 676 376 млн кВт·ч при фактических потерях электроэнергии 8,69% (или 58 777 млн кВт·ч). По нашей оценке и данным ОАО «ВНИИЭ», фактические потери электроэнергии в распределительных электрических сетях РСК напряжением 110–0,38 кВ в 1,4–1,5 раза больше НТПЭ . Исходя из этого, относительная величина СНПЭ в 2006 г. в электрических сетях РСК может быть оценена в размере 30%, что составляет 17 633 млн кВт·ч.

При средневзвешенной по России цене поставки электроэнергии на оптовый рынок электроэнергии в 2006 г. в размере 55,73 коп./кВт·ч , стоимость СНПЭ, оплаченных РСК, составила в 2006 г. 17 633 x 10 6 x 0,5573 = 9 826,871 x 10 6 x 9 827 млн руб.

Именно настолько снизился доход (прибыль) РСК, с которого должен быть уплачен налог на упущенную прибыль, образовавшуюся в результате исключения из выручки необоснованных расходов на оплату СНПЭ в размере: 0,24 x 9 827 млн руб x 2 358 млн руб.

Таким образом, суммарные убытки в электрических сетях 110–0,38 кВ РСК РАО «ЕЭС России» по итогам работы за 2006 г. от СНПЭ оцениваются в размере: 9 827 + 2 358 = 12 185 млн руб. или более 0,5 млрд долларов США.

В тарифах на передачу электроэнергии в РСК стоимость НТПЭ в НВВ на передачу составляет 10–15%.

Если принять, как упоминалось, что СНПЭ в 2,3 раза ниже НТПЭ, то убытки от СНПЭ, в связи с их оплатой на оптовом рынке электроэнергии и уплатой налога от упущенной прибыли, оцениваются в размере 5–7% от НВВ на передачу.

Из этого следует, что при плановой прибыли, устанавливаемой регулирующим органом РСК в размере 10–15% НВВ, за год убытки от СНПЭ составят около 50% плановой прибыли РСК, что создает серьезные финансовые трудности для развития и технического перевооружения электрических сетей.

• Для обеспечения условий оптового и розничного рынков электро-энергии и требований нормативных документов по полной экономической и финансовой ответственности ЭСК за фактические потери электроэнергии, включая ее учет по границам балансовой принадлежности и эксплуатационной ответственности, всю систему учета электроэнергии в сетях необходимо передать под юрисдикцию ЭСК с включением соответствующих затрат в тариф на передачу электроэнергии исключением их из сбытовой надбавки ЭСБ.


• Работа ЭСК и ЭСБ по контролю, учету и сбыту электроэнергии в части доступа указанных контрагентов к системе коммерческого учета должна строиться на договорных условиях, в которых предусматриваются, в соответствии с функциональными обязанностями контрагентов на рынке электроэнергии, необходимые условия оплаты услуг договаривающихся сторон.


• Регулирующие органы по установлению тарифов на электроэнергию не должны утверждать тарифы на передачу электроэнергии и сбытовые надбавки без представления и согласования ЭСК и ЭСБ комплексных программ по снижению фактических потерь электроэнергии на регулируемый период. Кроме того, в соответствии с требованиями ФСТ России, они должны по итогам года осуществлять контроль за выполнением указанных программ.

ЛИТЕРАТУРА

1. ФЗ «Об электроэнергетике» от 26.03.2003 № 35-ФЗ.

2. Постановление Правительства РФ от 27.12.2004 № 861 (в редакции Постановления Правительства РФ от 21.03.2007 № 168).

3. Положение об организации в Министерстве промышленности и энергетики Российской Федерации работы по утверждению нормативов технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям и порядок расчета и обоснования нормативов технологических потерь. Утверждено Приказом Минпромэнерго России от 04.10.2005. №267, рег. № 7122 Минюста России от 28.10.2005.

4 Воротницкий В.Э. Калинкина М.А. Комков Е.В. Пятигор В.И. Снижение потерь электроэнергии в электрических сетях. Динамика, структура, методы анализа и мероприятия // ЭСКО, электронный журнал компании «Экологические системы». – 2005. – № 5.

5. Воротницкий В.Э. Нормирование и снижение потерь электроэнергии в электрических сетях: результаты, проблемы, пути решения // Энергоэксперт. – 2007. – № 3. – С.10–19.

6. Железко Ю.С. Артемьев А.В. Савченко О.В. Расчет, анализ и нормирование потерь электроэнергии в электрических сетях. – М. НЦ ЭНАС, 2003. – 280 с.

7. Овсейчук В.А. Дворников Н.И. Калинкина М.А. Методика учета расхода электроэнергии на ее передачу (потерь) в электрических сетях при тарифном регулировании / Под общей редакцией Г.П. Кутового. – М. ИПКгосслужбы, 2006. –186 с.

8. Овсейчук В.А. Дворников Н.И. Калинкина М.А. Киселев П.В. Тарифное регулирование. Особенности учета потерь электроэнергии // Новости ЭлектроТехники. – 2004. – № 6 (30). – С. 68–71.

9. Овсейчук В.А. Методические особенности расчета расхода (потерь) электроэнергии на ее передачу в электрических сетях при тарифном регулировании в условиях формирования рыночных отношений. Экономика, инвестиции и рынки в электроэнергетике // Доклады юбилейной научнопрактической конференции, посвященной 55-летию ИПКгосслужбы. Т. 2. – М. ИПКгосслужбы, 2007. – С. 203–218.

10. Методические указания по расчету регулируемых тарифов и цен на электрическую (тепловую) энергию на розничном (потребительском) рынке / Приказ ФСТ России от 06.08.2004 № 20-Э/2.

11. Основы ценообразования электрической и тепловой энергии в Российской Федерации (Постановление Правительства Российской Федерации от 26.02.2004 № 109).

12. Итоги производственной деятельности. Передача и распределение электроэнергии. – [ 2006/112.htm]

13. Отчет о результатах деятельности в 2006 году и задачах на среднесрочную перспективу // Информационный бюллетень Федеральной службы по тарифам Российской Федерации. – № 16 (246).

Якшина Н., Инженер отдела транспорта электроэнергии ОАО «Белгородэнерго»

К 2003 году в энергосистеме России сложилась ситуация, при которой уровень отчетных потерь электроэнергии значительно превышал технологические и практически сводил на нет прибыль энергокомпаний. В свете этих событий было принято решение объявить проблему управления потерями приоритетным направлением в работе Региональных сетевых компаний. Тому, как управлять потерями электроэнергии, что было и будет сделано в этом направлении в Белгородской области, и посвящена данная статья.

Электроэнергия - очень специфический товар. В большинстве случаев конечный потребитель оплачивает получение электроэнергии по факту ее потребления. В то же время для выработки определенной электроэнергии генератором на электростанции необходимы определенные топливные и сырьевые ресурсы. Неправильное планирование объемов этих ресурсов может привести к сбоям в электроснабжении и даже к аварийным ситуациям. Поэтому для энергосистемы очень важно запланировать прием электроэнергии. Какие же здесь могут быть подводные камни? Почему эта проблема и, как ее основное следствие, проблема управления потерями признаны приоритетными направлениями в работе энергосистемы Белгородской области и страны в целом?

Электроэнергия, полученная сетями Региональной сетевой компанией (РСК) и зафиксированная приборами учета на границах балансовой принадлежности, складывается из таких составляющих:

1. Полезный отпуск - электроэнергия, полученная и оплаченная потребителями.

2. Производственные нужды энергосистемы.

3. Транзит - электроэнергия, протекающая по сетям РСК в сети смежных АО-Энерго и в сети потребителей.

4. Потери электроэнергии.

По двум первым позициям вопросов в расчете и планировании практически не возникает. Что касается транзита, прогнозировать его сложно, но существенного влияния на планирование распределения электроэнергии он не оказывает.

Вот и остается большое темное пятно на светлом небосклоне - потери. Для того чтобы разобраться, что означает этот загадочный термин, как добиться снижения потерь и на какую именно их составляющую мы можем влиять как потребители и как работники энергосистемы, давайте углубимся в структуру потерь.

В первую очередь, потери электроэнергии -это определение, известное нам еще из учебников физики. Электроэнергия - единственный вид продукции, для перемещения которого на расстояние не используются другие ресурсы. Она расходует часть самой себя. В этом контексте можно говорить о потерях как о технологическом расходе электроэнергии на транспорт. Да, технические потери неизбежны, но это вовсе не означает, что мы не можем на них влиять. Изначально проектирование электрических сетей направлено на оптимальный расход электроэнергии. Но мир не стоит на месте, развивается промышленность, сельскохозяйственный сектор, меняются потребности населения, строятся новые энергопотребляющие объекты. Поэтому оптимальная структура сетей и оптимальные режимы работы всегда будут актуальным вопросом.

Для оптимизации расхода электроэнергии на транспорт прежде всего необходимо точно вычислить его значение. Надо сказать, что расчет потерь - крайне трудоемкая задача, требующая огромных информационных и человеческих ресурсов. К счастью, в наш просвещенный век мы можем привлечь себе в помощь информационные технологии. В настоящее время расчет технических потерь в ОАО «Белгородэнерго» производится в комплексе программ РАП-Стандарт, специально разработанном институтом Сележ-электро. Ежемесячно специалисты во всех городах и районах трудятся не только над точным расчетом технических потерь, но и над анализом их структуры. На основе этого анализа разрабатываются предложения и составляется план мероприятий по снижению потерь.

Итак, существенную составляющую отчетных потерь электроэнергии мы выделили. Кстати сказать, правильно рассчитанные и утвержденные технические потери закладываются в тариф на электроэнергию и, в принципе, поте-

рями, в известном смысле этого слова, для энергопредприятия не являются. Но, тем не менее, снижение технической составляющей потерь необходимо как для соответствия энергосистемы принятым нормам, так и для улучшения надежности и других эксплуатационных характеристик оборудования.

Еще одна составляющая потерь - так называемый недоучет. Дело в том, что приборы учета имеют собственную погрешность - как случайную, так и систематическую. И если случайная погрешность работает для нас и в «плюс», и в «минус», то систематическая - это самый настоящий недоучет. Индукционные счетчики, которые наиболее распространены для расчетов с бытовыми потребителями, с увеличением времени эксплуатации начинают работать в «плюс» своему владельцу и в «минус» энергокомпании. Суммарная систематическая погрешность приборов учета по классам напряжения составляет чуть более одного процента от общего отпуска в сеть. А по результатам года этот процент составляет значительную для энергосистемы сумму.

И, наконец, самая сложная и трудно устранимая часть потерь - потери коммерческие. Они не подчиняются законам физики и математики. На них оказывает влияние социальный фактор. Коммерческие потери - это, прежде всего, хищение электроэнергии потребителями. Причем происходят они как по собственному умыслу потребителя, так и от недостатка контроля потребления со стороны энергокомпании без вмешательства потребителей. Все мы являемся бытовыми потребителями и знакомы с такими ситуациями, как самопроизвольная остановка или сбои в работе счетчика. А потребитель либо по незнанию, либо по нежеланию не сообщает об этом работникам ЖКХ или энергосистемы. Безусловно, самым верным путем решения этой проблемы является усиление контроля над потреблением электроэнергии.

В этом направлении сейчас ведется огромная работа, создаются новые структурные подразделения, выделяются дополнительные технические и материальные средства. Но и этих мер недостаточно, и здесь все мы, как работники энергосистемы, просто обязаны прийти на помощь. Нас много, и мы, безусловно, имеем вес в формировании культуры и общественного сознания в нашем регионе. В наших силах сделать так, чтобы для начала в кругу близких нам людей, а потом и далее воровать электроэнергию было стыдно, не говоря о том, что самим подавать дурной пример. К тому же мы как никто другой должны понимать, что конечная цель снижения потерь в сетях - сдерживание темпов роста тарифов на электроэнергию для потребителей. Мы живем в цивилизованном обществе, где каждый должен отвечать за свои дела и потребности. В этом залог процветания не только энергосистемы, но и общества в целом.

Но вернемся от частного к общему. В начале статьи я уже упоминала о том, что управление потерями признано приоритетным направлением в работе энергосистемы. Абсолютные фактические потери электроэнергии в электрических сетях России за период 1994 - 2003 гг. увеличились на 37,1% от отпуска в сеть. К тому же наблюдается устойчивая тенденция к дальнейшему росту абсолютных и относительных потерь, если не принимать эффективных мер по их снижению. Приказом № 338 ОАО РАО «ЕЭС России» от 01.06.2005 г. была утверждена комплексная программа по снижению потерь в электрических сетях, стратегической целью которой является снижение к 2010 году суммарных потерь в электрических сетях всех напряжений ЕЭС России до уровня 11%, а к 2015 году - до 10% (рисунок 1). И в тех сетевых компаниях, где фактические потери выше нормативных, нужно снизить потери до нормативных значений, учтенных в тарифах на услуги по передаче.

В соответствии с многолетней программой снижения потерь нами был рассчитан абсолютный годовой норматив снижения потерь для сетей ОАО «Белгородэнерго», который составил 47 млн. кВт ч на 2006 год. Это значит, что для того чтобы добиться целевого уровня, нашей энергосистеме необходимо уже в 2006 году снизить потери на 47 млн кВт ч. По итогам 2006 года норматив будет пересчитан в большую или меньшую сторону, в зависимости от выполнения. И так далее до 2010 года.

Для достижения таких результатов был разработан план мероприятий по снижению потерь на 2006 год. План включает в себя организационные мероприятия (отключение трансформаторов в режимах малых нагрузок, оптимизация рабочих напряжений и т. д.), технические мероприятия (обновление оборудования), но основной упор сделан на мероприятия по совершенствованию систем учета электроэнергии. Колоссальным шагом в области автоматизации учета стало внедрение АСКУЭ (автоматической системы коммерческого учета электроэнергии). Уже с августа 2006 года на всех подстанциях напряжением 35 и 110 кВ работает система АСКУЭ. Надо сказать, что до этого времени АСКУЭ действовала только на подстанциях 330 кВ и выше, то есть на объектах МЭС, на границах балансовой принадлежности ОАО «Белгородэнерго». Теперь мы будем иметь возможность максимально точно контролировать распределение электроэнергии внутри нашей энергосистемы.

Еще одно эффективнейшее мероприятие -обновление парка приборов учета у бытовых потребителей. Вообще-то мы ставим себе цель полностью обновить парк приборов в ближайшие 5-8 лет. Но на данный момент это мероприятие внедряется в тех местах, где наиболее вероятна возможность несанкционированного потребления. В этом году акцент сделан на жителей частного сектора. Здесь замена приборов производится с выносом на фасад зданий и заменой вводов в здания на изолированный провод. Это значит, во-первых, что контролер в любое время может снять показания приборов, не заходя в дом, и, во-вторых, потребитель не сможет запитать свой дом в обход счетчика путем наброса (провод-то изолированный). Более того, в 2006 году запланировано внедрение пилотного проекта АСКУЭ-быт.

Помимо затратных мероприятий не менее эффективны и мероприятия организационного характера. По-прежнему более чем актуальным остается проведение проверок и рейдов по выявлению нарушений потребления электроэнергии, пересмотр договоров с физическими и юридическими лицами, то есть контроль и управление потерями.

Мной уже было сказано, что коммерческие потери - самая сложная и трудноуправляемая часть отчетных потерь. На данный момент мы можем проследить и выявить очаги всех составляющих потерь, кроме коммерческой, а без нее не может быть и речи о полном контроле над потерями электроэнергии. В связи с этим и было принято решение о внедрении пофидер-ного баланса электроэнергии. Его суть состоит в том, чтобы «привязать» каждого потребителя, будь то физическое или юридическое лицо, к конкретной структурной единице электрических сетей (ВЛ-6/10 кВ, ТП, ВЛ-0,4 кВ). Мало того, необходимо автоматизировать процесс расчета баланса в каждом фидере 6 - 10 кВ. То есть вычислить разницу между тем, сколько энергии поступило в фидер с подстанции, и сколько отпущено и оплачено потребителями, и выявить, где именно и почему потерялась часть энергии. Это огромная по своему значению и по трудоемкости задача. Посудите сами, для ее осуществления требуются данные районов электрических сетей о структуре сетей, о потребителях и их лицевых счетах, необходимо все это связать и систематизировать, а также постоянно прослеживать и обновлять информацию, не говоря уже о составлении балансов и проведении анализа. Да, это сложно, но выполнимо. Внедрение этого проекта уже на завершающем этапе. Конечно, потребуется время, для того чтобы организовать и скоординировать работу, но мы смеем надеяться, что в 2006 году пофи-дерный баланс будет внедрен полностью. А это позволит направленно работать в области снижения коммерческих потерь и добиваться максимальных результатов.

В последнее время в связи с активизацией вопроса управления потерями меняется и структура компании (добавляются новые структурные единицы и должности), ужесточаются требования к персоналу, добавляются новые задачи. Это необходимая цена успеха. Конечно, еще много нужно работать над организацией труда, над регламентированием взаимоотношений между структурными единицами энергокомпании и сторонними организациями, но все в наших руках.

В текущем году на направление снижения потерь выделены значительные средства и силы. Так что смеем надеяться, что через год мы увидим еще более благоприятные результаты выполнения плана потерь. Но произойдет это только при том условии, что в нашей с вами работе не будет места скепсису и разобщенности и мы будем четко понимать, что стремимся к улучшению качества нашей же жизни не только как работников процветающей компании, но и как простых потребителей электроэнергии.

| скачать бесплатно Возможно ли управлять потерями электроэнергии? , Якшина Н.,

Фактический полезный отпуск ООО «РГМЭК», в качестве гарантирующего поставщика за январь 2016 г.

Фактический полезный отпуск ООО «РГМЭК», в качестве гарантирующего поставщика за февраль 2016 г.

Фактический полезный отпуск ООО «РГМЭК», в качестве гарантирующего поставщика за март 2016 г.

Фактический полезный отпуск ООО «РГМЭК», в качестве гарантирующего поставщика за апрель 2016 г.

Фактический полезный отпуск ООО «РГМЭК», в качестве гарантирующего поставщика за май 2016 г.

Фактический полезный отпуск ООО «РГМЭК», в качестве гарантирующего поставщика за июнь 2016 г.

Фактический полезный отпуск ООО «РГМЭК», в качестве гарантирующего поставщика за июль 2016 г.

Фактический полезный отпуск ООО «РГМЭК», в качестве гарантирующего поставщика за август 2016 г.

Фактический полезный отпуск ООО «РГМЭК», в качестве гарантирующего поставщика за сентябрь 2016 г.

Фактический полезный отпуск ООО «РГМЭК», в качестве гарантирующего поставщика за ноябрь 2016 г.

Фактический полезный отпуск ООО «РГМЭК», в качестве гарантирующего поставщика за декабрь 2016 г.