Что такое полезный отпуск электроэнергии. Термины и определения

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).

АНАЛИЗ ПОТЕРЬ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ

Общие положения к анализу потерь электроэнергии в электрических сетях и основные определения

Классификация потерь должна предусматривать не две составляющие (технические и коммерческие потери), а четыре (технические потери, расход электроэнергии на собственные нужды подстанций, потери, обусловленные погрешностями учета электроэнергии, и коммерческие потери), так как объединение под техническими потерями первых двух и под коммерческими вторых двух смешивает составляющие совершенно различной природы и затрудняет анализ путей снижения потерь.

Отчетные потери электроэнергии – разность между электроэнергией,поступившей в сеть (по показаниям счетчиков поступления электроэнергии) и электроэнергией, отпущенной потребителям (по показаниям счетчиков отпуска электроэнергии).

Технические потери электроэнергии - потери электроэнергии, обусловленные физическими процессами в проводах и электрооборудовании, происходящими при передаче электроэнергии от мест ее производства до точек продажи потребителям. Технические потери определяют расчетным путем на основании законов электротехники.

Расход электроэнергии на собственные нужды подстанций – расход электроэнергии, необходимый для обеспечения работы технологического оборудования подстанций и жизнедеятельности обслуживающего персонала, определяемый по показаниям счетчиков.

Система учета электроэнергии – комплекс технических средств, обеспечивающих измерение поступления и отпуска электроэнергии на объект. Включает в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), напряжения (ТН) и электросчетчики.

Потери электроэнергии, обусловленные инструментальными погрешностями ее измерения – недоучет электроэнергии, обусловленный техническими характеристиками и режимами работы системы учета электроэнергии на объекте. Потери электроэнергии, обусловленные инструментальными погрешностями измерения электроэнергии, определяют расчетным путем на основании законов вероятностного сложения погрешностей.

Коммерческие потери – потери, обусловленные хищениями электроэнергии, несоответствием между показаниями счетчиков и оплатой за электроэнергию бытовыми потребителями и другими причинами в сфере организации контроля за потреблением энергии.

Анализ потерь электроэнергии – оценка приемлемости уровня потерь с технической и экономической точек 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 получаемой экономии электроэнергии.

Выбор мероприятий по снижению потерь электроэнергии – разработка перечня конкретных мероприятий по снижению потерь электроэнергии с соответствующими каждому мероприятию показателями требуемых затрат, получаемой экономии электроэнергии, срока окупаемости затрат или других показателей экономической эффективности и т.п.

. Резервы снижения потерь электроэнергии - экономия электроэнергии, которая может быть получена при внедрении экономически обоснованных мероприятий по снижению потерь электроэнергии.

Анализ потерь электроэнергии

Анализ потерь электроэнергии осуществляется со следующими целями:

Выявление зон и конкретных элементов с повышенными техническими потерями;

Выявление фидеров 6-20 кВ и линий 0,4 кВ с повышенными коммерческими потерями;

Оценка влияния на технические потери основных параметров поступления и отпуска электроэнергии из сети на основе сопоставительных расчетов потерь при различных значениях параметров или по нормативной характеристике потерь;

Определение количественных целей по снижению потерь для различных служб и подразделений энергосистемы.

Выявление зон и конкретных элементов сети с повышенными техническими потерями проводят на основе результатов расчета потерь и их структуры. В первом приближении к очагам нагрузочных потерь относят линии с плотностью тока более 1 А/мм 2 , а к очагам потерь холостого хода - трансформаторы, загруженные в режиме максимальных нагрузок менее чем на 50 % на однотрансформаторных подстанциях и менее чем на 35 % - на двухтрансформаторных подстанциях.

Выявление фидеров 6-20 кВ с повышенными коммерческими потерями осуществляют на основе сопоставления следующих величин:

Отпуска электроэнергии в фидер - W о ;

Верхней границы интервала неопределенности технических потерь электроэнергии в фидере ΔW т . max ;

Полезного отпуска электроэнергии потребителям, питающимся от данного фидера - W п.о ;

Диапазона потерь электроэнергии, обусловленных инструментальными погрешностями учета электроэнергии, выраженного в виде нижней (ΔW у.н ) и верхней (ΔW у.в ) границ.

Гарантированное (минимальное) значение коммерческих потерь в фидере определяют по формуле

Факт переноса части отчетных потерь между месяцами определяют, рассчитывая для каждого месяца значения

где W о - отпуск электроэнергии в сеть для собственных потребителей (сумма полезного отпуска электроэнергии собственным потребителям и потерь в сети);

W пост –условно-постоянные потери.

Если отчетные потери не содержат коммерческой составляющей и фактов переноса потерь между месяцами, разность
представляет собой нагрузочные потери, пропорциональные значениюW 0 2 . В этом случае значение E должно быть приблизительно одинаковым для всех месяцев. В связи с выводом в ремонт в летний период части линий и оборудования значение Е должно быть даже несколько выше для летних месяцев. Если значение E для зимних месяцев выше, чем для летних. Это говорит о недоплате за электроэнергию в зимние месяцы (отчетные потери выше расчетных) и переплате в летние месяцы (отчетные потери ниже расчетных).

Определение количественных целей снижения составляющих потерь, находящихся в сфере различных служб и подразделений, проводят на основе расчета их гарантированных значений (границ интервалов неопределенности). Для этого используют следующие рассчитанные величины:

Интервал неопределенности технических потерь;

Интервал потерь, обусловленных допустимыми инструментальными погрешностями учета электроэнергии;

Интервал потерь, обусловленных нормативными инструментальными погрешностями учета.

Приведем пример.

Интервал неопределенности технических потерь по данным расчетов составил от 6,6 % до 8,2 %. Интервал потерь, обусловленных нормативными инструментальными погрешностями учета, составляет от -0,2 % (переучет) до +0,6 % (недоучет), а обусловленных допустимыми инструментальными погрешностями от -0,1 % (переучет) до +0,8 % (недоучет). Отчетные потери (за вычетом расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций) составляют 11,2 %.

Расчет резервов снижения технических потерь показал, что они находятся в диапазоне от 0,7 до 0,9 %.

Анализ результатов расчетов. Гарантированное (минимальное) значение неоплачиваемого потребления (хищения) составляет

ΔW ком. min = ΔW отч – ΔW т. max - ΔW у. max = 11,2 - 8,2 - 0,8 = 2,2 %.

Гарантированное (минимальное) значение технических потерь составляет 6,6 %.

Значение потерь, обусловленных несоответствием системы учета электроэнергии требованиям ПУЭ, составляет 0,8 - 0,6 = 0,2 %.

Потери неопределенной структуры составляют

ΔW неопр = ΔW отч - ΔW т. min - ΔW ком. min = 11,2 - 6,6 - 2,2 = 2,4 %.

В соответствии с расчетами персоналу энергосбыта ставится задача снижения хищений в перспективе минимум на 2,2 % (на планируемый период это может быть, например, 0,5 %), персоналу сетей - снижения технических потерь в перспективе минимум на 0,7 %, персоналу метрологических служб - снижения недоучета на 0,2 % (все значения в процентах от отпуска электроэнергии в сеть). Потери неопределенной структуры, равные 2,4 %, не могут быть гарантировано отнесены к какой либо составляющей, однако улучшение в перспективе качества информации, используемой при расчетах технических потерь, позволит сократить их значение, разнеся часть их между техническими и коммерческими потерями.

Использование интервальной оценки потерь электроэнергии для определения гарантированных значений их структурных составляющих иллюстрируется на рис.1.

Обобщенный анализ потерь электроэнергии и их структуры целесообразно проводить на основе формы их учета, соответствующей рис.2 и приведенной в табл.1. Форма включает в себя:

Данные, получаемые по приборам учета электроэнергии;

Данные, получаемые в результате расчетов технических потерь электроэнергии;

Данные, получаемые в результате расчетов потерь, обусловленных погрешностями систем учета электроэнергии;

Расчетные значения эффективности мероприятий по снижению потерь (резервы снижения потерь), определяемые либо непосредственно при расчете потерь по перечисленным программам, либо сопоставительными расчетами по ним.

Показатели, значения которых получают расчетным путем (с помощью программ соответствующих расчетов), отмечены в табл.1 знаком «*», получаемые от приборов учета - знаком "+". Остальные показатели являются результатами операций, проводимых над числами таблицы.

Показатели, получаемые от приборов учета, являются детерминированными. Составляющие потерь, получаемые расчетным путем, физически не могут иметь 100%-й достоверности, поэтому их целесообразно представлять в виде трех значений: среднего значения и двух границ интервала возможных значений.

110 кВ	W п	Поступление энергии в сеть 110 кВ и выше
110 кВ	Δ W 110	Потери в сети 110 кВ и выше
	W О 110	Полезный отпуск на напряжении 110 кВ и выше
35 кВ	W П 35	Поступление в сеть 35 кВ
35 кВ	Δ W 35	Потери в сети 35 кВ
	W О 35	Полезный отпуск на напряжении 35 кВ
10 кВ	W П 10	Поступление в сеть 6-20 кВ
	W О 10 П.Ф	Полезный отпуск в потребительские фидера 6-20 кВ
10 кВ	Δ W 10	Потери в сети 6-20 кВ
	W О 10 ТП	Полезный отпуск в потребительские ТП
0,4 кВ
	W О 0,4 П.Л	Полезный отпуск в потребительские линии
0,4 кВ	Δ W 0,4	Потери в сетях 0,4 кВ
	W О 0,4 С	Полезный отпуск из линий 0,4 кВ, принадлежащих энергоснабжающей организации

Рисунок 1 - Структура поступления, полезного отпуска и потерь электроэнергии по ступеням напряжения

Рисунок 2 - Интервальные оценки структурных составляющих потерь

Для определения верхней и нижней границ суммарного показателя, являющегося суммой или разностью других показателей, выраженных в интервальной форме, вначале определяют размах изменения каждого показателя

D = W max - W min ,

а затем значения границ суммарного показателя по формуле:

,

где W ср - значение суммы (разности) средних значений показателей;

n,m,k - номера суммируемых показателей.

Таблица 1а - Структура отпуска и потерь электроэнергии

Наименование показателя	Значение показателя, млн. кВт·ч
1. Отпуск в сеть для собственных потребителей, всего 1.1. в том числе, с шин 6-20 кВ электростанций 2. Отпущено из сетей 35 кВ и выше, всего (п.2.1 + п.2.2 + п.2.3) в том числе: 2.1. потребителям на напряжении 110 кВ и выше 2.2. потребителям на напряжении 35 кВ 2.3. на шины 6-20 кВ подстанций 35-110/6-20 кВ 3. Отпущено с шин 6-20 кВ электростанций и подстанций 35-110/6-20 кВ (п.1.1 + п. 2.3), всего в том числе: 3.1. в фидера 6-20 кВ, находящиеся на балансе энергосистемы (технический учет) 3.2. в потребительские (безпотерьные) фидера 4. Отпущено из фидеров 6-20 кВ, находящихся на балансе энергосистемы, всего (п.4.1. +п.4.2) в том числе: 4.1. через потребительские распределительные трансформаторы 6-20/0,4 кВ) 4.2. на шины 0,4 кВ распределительных трансформаторов 6-20/0,4 кВ, находящихся на балансе энергосистемы (технический учет), всего (п.4.2.1. + п.4.2.2) в том числе: 4.2.1. в линии 0,4 кВ, находящиеся на балансе энергосистемы 4.2.2. непосредственно с шин 0,4 кВ (безпотерьные линии) 5. Полезный отпуск потребителям на напряжении 6-10 кВ и ниже, включая расход на производственные и хозяйственные нужды энергосистемы, всего (п.5.1 + п.5.2) в том числе: 5.1. на напряжении 6-20 кВ (п.3.2 + п.4.1) 5.2. на напряжении 0,4 кВ 5.2.1. из них населению 6. Потери в сетях, всего (п.1–п.2.1–п.2.2- п.5.1-п.5.2)=(п.6.1+п.6.2+п.6.3) в том числе: 6.1. в сетях 35 кВ и выше (п.1–п.1.1–п.2) - (% к п.1-п.1.1) 6.2. в сетях 6-20 кВ (п.3.1–п.4) 6.3. в сетях 0,4 кВ (п.4.2–п.5.2) - (% к п. 4.2)

Таблица 1б - Анализ потерь электроэнергии

Наименование показателя	значение показателя	интервала значений
Сети 35 кВ и выше** 7. Расчетные технические потери в сетях 35 кВ и выше, всего в том числе: *7.1. нагрузочные *7.2. холостого хода (включая токи утечки по изоляции высоковольтных кабельных линий) *7.3. на корону и из-за токов утечки по изоляторам ВЛ *7.4. в компенсирующих устройствах 35 кВ и выше *7.5. в измерительных трансформаторах 35кВ и выше и 6-20 кВ, присоединенных до счетчиков технического учета на вводах 6-20 кВ * 8. Из п. 7 в сетях 35 кВ 9. Расход на собственные нужды подстанций 35 кВ и выше с присоединением трансформатора собственных нужд до счетчика технического учета * 10. Потери, обусловленные допустимой инструментальной погрешностью системы учета электроэнергии в сетях 35 кВ и выше * 11. Потери, обусловленные нормативной инструментальной погрешностью системы учета электроэнергии в сетях 35 кВ и выше * 12. Допустимый небаланс электроэнергии в сетях 35 кВ и выше * 13. Нормативный небаланс электроэнергии в сетях 35 кВ и выше 14. Фактический небаланс электроэнергии в сетях 35 кВ и выше (п.6.1 - п.7(среднее значение) - п.9) 15. Превышение фактического небаланса над допустимым в сетях 35 кВ и выше – коммерческие потери (п.14 – п. 12) 16. Превышение допустимого небаланса над нормативным в сетях 35 кВ и выше – резерв улучшения характеристик приборов учета (п.12–п.13) Сети 6-20 кВ 17. Расчетные технические потери в сетях 6-20 кВ, всего в том числе: *17.1. нагрузочные *17.2. холостого хода (включая потери от токов утечки по изоляции кабелей) *17.3. из-за токов утечки по изоляторам воздушных линий *17.4. в компенсирующих устройствах *17.5. в измерительных трансформаторах, присоединенных после счетчиков технического учета 18. Расход на собственные нужды подстанций 35 кВ и выше с присоединением трансформатора собственных нужд после счетчика технического учета * 19. Потери, обусловленные допустимой инструментальной погрешностью системы учета электроэнергии в сетях 6-20 кВ * 20. Потери, обусловленные нормативной инструментальной погрешностью системы учета электроэнергии в сетях 6-20 кВ * 21. Допустимый небаланс электроэнергии в сетях 6-20 кВ * 22. Нормативный небаланс электроэнергии в сетях 6-20 кВ 23. Фактический небаланс электроэнергии в сетях 6-20 кВ (п.6.2-п.17(среднее значение)-п.18) 24. Превышение фактического небаланса над допустимым в сетях 6-20 кВ – коммерческие потери (п.23 – п.21) 25. Превышение допустимого небаланса над нормативным в сетях 6-20 кВ – резерв улучшения характеристик приборов учета (п.21 – п. 22) Сети 0,4 кВ *** * 26. Расчетные технические потери в сетях 0,4 кВ * 27. Потери, обусловленные допустимой инструментальной погрешностью системы учета электроэнергии в сетях 0,4 кВ * 28. Потери, обусловленные нормативной инструментальной погрешностью системы учета электроэнергии в сетях 0,4 кВ 29. Допустимые коммерческие потери (при ПС = 2,0 по формуле (4.1) равны 5% от п. 5.2.1) *30. Допустимый небаланс электроэнергии в сетях 0,4 кВ *31. Нормативный небаланс электроэнергии в сетях 0,4 кВ 32. Фактический небаланс электроэнергии в сетях 0,4 кВ (п.6.3 - п.26 (среднее значение)) 33. Превышение фактического небаланса над допустимым в сетях 0,4 кВ – резерв снижения коммерческих потерь (п.32 – п.30) 34. Превышение допустимого небаланса над нормативным в сетях 0,4 кВ – резерв улучшения характеристик приборов учета (п.30 – п. 31) Суммарные потери 35. Расчетные технические потери в сетях всех напряжений (п.7 + п.17) 36. Суммарный расход на собственные нужды подстанций (п.10 + п.19) *37. Потери, обусловленные допустимой инструментальной погрешностью системы учета электроэнергии в сетях всех напряжений *38. Потери, обусловленные нормативной инструментальной погрешностью системы учета электроэнергии в сетях всех напряжений *39. Допустимый небаланс электроэнергии в сетях всех напряжений *40. Нормативный небаланс электроэнергии в сетях всех напряжений 41. Фактический небаланс электроэнергии в сетях всех напряжений – сумма коммерческих потерь, инструментальных погрешностей приборов учета и погрешности расчета технических потерь (п.6 - п.27 (среднее значение) - п.28) 42. Превышение фактического небаланса над допустимым в сетях всех напряжений (недопустимые коммерческие потери ) (п.41 – п.39) 43. Суммарные коммерческие потери (п.42 + п.29) 44. Превышение допустимого небаланса над нормативным в сетях всех напряжений – резерв улучшения характеристик приборов учета (п.39 – п.40) *45. Нормативный расход электроэнергии на собственные нужды подстанций 46. Резерв снижения расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций (п.36 – п.45) 47. Резервы снижения технических потерь (расчетный эффект от мероприятий), всего в том числе: *в сетях 35 кВ и выше *в сетях 6-20 кВ и ниже 48. Суммарный резерв снижения потерь (п.42 + п.44 + п.46+п.47)

Зная, что удельный вес каждого показателя в общем объеме производства, мы можем рассчитать сами показатели:

1) – удельный вес объема полезного отпуска тепловой энергии на 2013 год.

2) тыс. Гкал – расход тепловой энергии на собственные нужды теплоснабжения организации на 2013 год.

3)тыс. Гкал – потери в сетях на 2013 год.

4)тыс. Гкал – объем производства тепловой энергии на 2013 год.

По такому же принципу рассчитываются показатели на плановый период, полученные данные приведены в таблице 1.

Таблица 1

Объем производства тепловой энергии

№ п.п.	Показатели	Факт 2013 год			План 2015 год
			Удельный вес, %	Единица измерения, тыс. Гкал		Удельный вес, %
	Объем отпуска теплоэнергии в сети
	Расход теплоэнергии на собственные нужды теплоснабжения организации
	Потери в сетях
	Объем производства тепловой энергии

Структура полезного отпуска тепловой энергии

№ п.п.	Группа потребителей	Единица измерения, тыс. Гкал	Удельный вес, %	В том числе в горячей воде
	Факт 2013 год
	Население
	Бюджетные организации
	Прочие потребители
	Собственное производство
	План 2015 год
	Население
	Бюджетные организации
	Прочие потребители
	Собственное производство

Объем тепла сети в плановом 2015 году увеличился на 0,60 % -это связано изменениями в структуре полезного отпуска тепловой энергии. В связи с увеличением численности населения в городе и соответственно постройкой новых домов. При этом удельный вес отпускаемой тепловой энергии на нужды прочим потребителям - уменьшился.

1. Планирование потребностей в материальных ресурсах

Основой успешного производственного процесса является- своевременное и планомерное обеспечение его, материально технической базой. Сбои в поставке материалов могут привести к нежелательным последствиям, вплоть до срывов договорных сроков и начисления штрафных санкций.

Основными задачами планирования материалов являются:

1) непрерывное и своевременное обеспечение производственных подразделений;

2) соблюдение норм расхода материалов;

3) контроль экономии расходования материально-технических ресурсов.

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 октябрь 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.