Новости Электротехники 3(123) 2020





<  Предыдущая  ]  [  Следующая  >
Журнал №5(47) 2007

РАСЧЕТ ПОТЕРЬ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ ПРИ ТАРИФНОМ РЕГУЛИРОВАНИИ
Методологические особенности

На семинаре-совещании «Предварительные итоги тарифного регулирования...» вопросам потерь электроэнергии было уделено меньше внимания, чем в предыдущие годы, акцент был сделан на решение других проблем. Тем не менее для нашего журнала вопросы нормирования потерь электроэнергии в электрических сетях по-прежнему интересны, и они обсуждаются довольно часто (www.news.elteh.ru).
Три года назад («Новости ЭлектроТехники» № 6(30) 2004) Валерий Александрович Овсейчук и его коллеги опубликовали статью «Тарифное регулирование. Особенности учета потерь электроэнергии». Что изменилось за прошедшее время, каким образом сейчас рассчитываются расходы электроэнергии на ее передачу в сетях – об этом в новом материале.

Валерий Овсейчук, д.э.н., профессор, ЗАО ПКФ «СКАФ», г. Москва

В настоящее время расход электроэнергии на ее передачу (потери) в электрических сетях основной электроснабжающей организации (ЭСО) страны – РАО «ЕЭС России» составляет около 13% от отпущенной электроэнергии в сети, из них 60% приходится на технические (в дальнейшем ТПЭ) и 40% на коммерческие (в дальнейшем КПЭ) потери электроэнергии [1].
В коммунальных распределительных электрических сетях напряжением 6(10)–0,38 кВ, по нашей оценке, сейчас фактические потери электроэнергии при ее передаче достигают в среднем 16–18% при соотношении ТПЭ и КПЭ 65:35 [2].
Экспертная оценка показала, что КПЭ наносят убыток АО-энерго системы РАО «ЕЭС России» в сумме около 30 млрд рублей в год, в результате недоимка по сбору налога на прибыль в бюджеты всех уровней превышает 7 млрд рублей в год [3].
С выходом постановления Правительства РФ от 27.12.2004 года № 861 вопрос оптимизации потерь стал более актуален, т.к. все фактические потери (ТПЭ и КПЭ) обязана оплачивать ЭСО в полном объеме.
Поэтому объективный расчет ТПЭ, оценка КПЭ и позиционирование последних при тарифном регулировании весьма своевременны при подготовке и рассмотрении тарифного дела на передачу.
Минпромэнерго утверждена Методика определения нормативных и фактических потерь электрической энергии в электрических сетях [4], в которой определен порядок расчета нормативных ТПЭ, регламент их утверждения, а также приведены принципы расчета нормативов снижения фактических потерь, учитываемых через соответствующие программы энергосбережения при тарифном регулировании стоимости передачи электроэнергии.
Анализ показал, что стоимость нормативных ТПЭ в общих затратах на передачу электроэнергии различных классов напряжений составляет 10–15% (в зависимости от уровня напряжения), а с учетом всех фактических потерь, включая КПЭ, приближается к 25–30%. Поэтому объективная оценка величины полных фактических потерь (расходов) электроэнергии на передачу и их структуры с разделением на ТПЭ и КПЭ (включая сверхнормативные или остаточные) важна при тарифном регулировании.
Пренебрежительное отношение (во многих случаях регулирующих органов) к КПЭ было порождено существующим еще с доперестроечного периода тезисом их отсутствия (кроме погрешности приборов учета, учитываемой с 2003 года) или незначительной их величиной и ориентированием отчетных балансов электроэнергии ЭСО на учет потерь электроэнергии периода плановой экономики.

ОТЧЕТНОСТЬ О ПОТЕРЯХ

Следует отметить, что в настоящее время официальная статистическая система отчетности не обеспечивает ясного представления о структуре потерь электроэнергии.
В формах 46 ЭС и 6 ТП (КЭС) Госкомстата РФ (Федеральной службы государственной статистики) в строке 6 «Технологический расход электроэнергии на транспорт по электрическим сетям» последние определяются балансовым методом как разность между поступлением электроэнергии в сеть и ее полезным отпуском потребителям. В форме 46 ЭС все фактические (отчетные) потери (ТПЭ и КПЭ) названы «технологическими». В то же время в Методических указаниях ФСТ России при тарифном регулировании нормативными технологическими потерями электроэнергии являются ТПЭ плюс незначительная часть КПЭ (нормативно допустимая погрешность приборов системы учета электроэнергии).
В форме 2-РЕГ Госкомстата РФ (введена 19.09.2000 приказом № 81) «Сведения о потерях в электрических сетях по диапазонам напряжения» ЭСО отчитываются о «величине электрических потерь в сетях», т.е. о фактических (отчетных) потерях электроэнергии в сетях, указанных в форме 46 ЭС (6 ТП), с расшифровкой по уровням (классам) напряжения. Причем потери в сетях СН1 и СН2 учитываются в суммарном исчислении (СН), без разделения на сети 35 кВ и 10(6) кВ, как это предусматривается в Методических указаниях ФСТ России [5].
Справедливости ради необходимо отметить, что постановлением Госкомстата от 14.09.2004 № 41 утверждена форма – 23-Н «Баланс и распределение электрической энергии по отраслям экономики», по которой АО-энерго, АО-сетевые, АО-электросбытовые и др. организации, работающие на оптовом рынке электроэнергии (включая регулируемый и нерегулируемый сектора), представляют отчет в территориальный орган Госстатистики. В этой форме введены строки: 06 –«Технологический расход электрической энергии на передачу по электрическим сетям», 07 – «Коммерческие потери».
Введение этой ежегодной отчетности положило начало официальному признанию величины КПЭ. Вместе с тем необходимо отметить, что в упомянутой форме 23-Н неясно, что понимается под технологическим расходом (потерями) электроэнергии на передачу и КПЭ, а также каким образом сведения о потерях (технологическом расходе) электроэнергии на транспорт в формах Госкомстата 46 ЭС, 2-РЕГ увязываются с соответствующими данными формы 23-Н. Например, в форме 23-Н под технологическим расходом электрической энергии на передачу понимаются все фактические (отчетные или балансовые) технологические потери электроэнергии, указанные в форме 46 ЭС. Тогда что такое КПЭ: это составляющая технологических потерь или нет?
Нечеткость толкований и неувязки в терминологии в формах 46-ЭС, 23-Н, 2-РЕГ и др. приводят к тому, что в отчетности по форме 23-Н некоторые АО-энерго в троке «06» указывают балансовые ТПЭ, а в строке «07» не указывают величину КПЭ. Другие АО-энерго, в строке «06» указывают величину ТПЭ в соответствии с внутриотраслевой отчетностью РАО «ЕЭС России» по форме 7-энерго (макет 12805), которую ведет фирма «ОРГРЭС», а в строке «07» указывают величину КПЭ по данным упомянутой формы 7-энерго (макет 12801 и 12805) «структура потерь электроэнергии в сетях РАО и АО-энерго по классам напряжения и мероприятия по их снижению».
Постановлением Росстата от 23.03.2007 № 29 утверждены новые формы для осуществления статистического наблюдения ФСТ России за деятельностью организаций в сфере электроэнергетики (месячные и годовые – ф. № 46 ЭЭ (полезный отпуск), № 46 ЭЭ (передача). В форме 46 ЭЭ (полезный отпуск) в строке 321 указывается величина «компенсации расхода электрической энергии на передачу сетевыми организациями» (это фактические балансовые потери электроэнергии сетевых организаций).
В форме 46 ЭЭ (передача) «Сведения об отпуске (передаче) электроэнергии потребителям распределительными сетевыми организациями» в строке 20 отражаются фактические балансовые потери в сетях ЕНЭС и распределительных сетях ВН, СН1, СН2, НН. Как следует из этих форм, статистическое наблюдение организовано лишь по фактическим (балансовым) потерям электроэнергии в сетях компаний без расшифровки сведений о величине ТПЭ и КПЭ. Всё изложенное, отсутствие ясной и сбалансированной (без разночтений) официальной статистической отчетности по структуре потерь с разделением их на ТПЭ и КПЭ, отсутствие Методических указаний ФСТ России по учету КПЭ не позволяет в полной мере учитывать и позиционировать при тарифном регулировании фактические потери электроэнергии на передачу, корректно оценивать КПЭ. Это затрудняет разработку конкретных технико-экономических обоснований и программ по снижению потерь на очередной период тарифного регулирования.
Компенсацией упомянутых недостатков в определенной степени является Положение Минпромэнерго России [4], в котором установлен порядок учета сверхнормативных КПЭ через норматив их снижения на регулируемый период при условии наличия согласованных с регулирующими органами мероприятий и программы снижения потерь.

ЗАДАЧИ ОБЪЕКТИВНОЙ ОЦЕНКИ СТРУКТУРЫ ПОТЕРЬ

Для ликвидации существующих недостатков необходимо решить следующие задачи:
  • упорядочить статистическую отчетность по балансам электроэнергии;
  • объективно оценивать (рассчитывать) ТПЭ;
  • корректно оценивать величину и структуру КПЭ.

Упорядочение статотчетности

Это необходимо для объективной оценки балансовых показателей, в том числе фактических или отчетных (балансовых) потерь с разделением их на ТПЭ и КПЭ. Необходимо прежде всего обратить внимание на корректный учет полезного отпуска электроэнергии потребителям (особенно населению), у которых учет ведется поразному: по выписанным на оплату электроэнергии счетам, по факту оплаты этих счетов, по факту отгрузки (отпуска).
Анализ балансов электроэнергии, выполненный при проведении энергоаудита ряда ЭСО, особенно коммунальных, показал, что с целью отражения в статотчетности положительной динамики снижения потерь часть КПЭ по балансу включалась в полезное потребление электроэнергии, поскольку многие регулирующие органы, несмотря на известное разъяснение ФЭК России, не учитывали КПЭ при тарифном регулировании, ссылаясь на отсутствие методики их оценки [6, 7].
Включение части КПЭ по отчетному балансу в полезное потребление связано, на наш взгляд, с тем, что КПЭ по природе их происхождения в какой-то степени «тяготеют» к полезному потреблению. В самом деле КПЭ объективно связаны с процессом полезного отпуска и реализации электроэнергии.
Электрическая энергия – товар особого рода, физический отпуск которого (или продажа) производится одномоментно с ее производством. При этом оплата за нее (т.е. покупка товара) производится потребителем с некоторой задержкой, связанной с оформлением документов о количестве отпущенной электроэнергии и последующей оплатой счетов за ее стоимость. По существу, описанный процесс является коммерческим.
При составлении отчетных балансов электроэнергии в практике имелась в ряде случаев другая крайность: часть полезного потребления электроэнергии, а именно отпущенная, но неинкассированная электроэнергия (населению, другим потребителям), включалась по балансу в потери электроэнергии. Таким образом занижался полезный отпуск электроэнергии потребителям на величину «отложенного платежа за нее в денежном выражении», тем самым возникали объективно недоплаты налоговых платежей.
В связи с этим необходимо указать, что статья 271 Налогового кодекса РФ устанавливает: «…датой получения дохода признается дата реализации товара, … независимо от поступления денежных средств … в оплату».
Очевидно, что до тех пор, пока население будет самостоятельно выписывать и оплачивать счета за потребленную электроэнергию, т.е. до тех пор, пока полезный отпуск населению будет определяться по факту поступления денежных средств, в ЭСО будет регистрироваться объем отпущенного товара, заниженный на величину недоплаты населением, т.е. ЭСО неумышленно занижает налоговые выплаты.
Единственной возможностью привести в соответствие объем отпущенного и оприходованного товара является ежемесячное снятие показаний счетчиков у всего населения и выписка счетов, что при существующем штате контролеров нереально.

Решение данной проблемы возможно несколькими способами:
1. Внедрение АСКУЭ бытового потребления. Однако это самый дорогостоящий способ. При этом установка АСКУЭ для всех категорий бытовых абонентов нецелесообразна и невозможна. Ее использование будет оправдано только в элитном жилье.
2. Установка счетчиков на предоплату.
3. Выставление счетов на предоплату без обязательного снятия показаний счетчиков электроэнергии. Негативным последствием для ЭСО в этом случае явится некоторая дебиторская задолженность по группе «население». Однако КПЭ снизятся.
Таким образом, упорядочение статотчетности по показателям балансов электроэнергии, в том числе по балансовым фактическим потерям электроэнергии с указанием величин ТПЭ и КПЭ по классам напряжения, позволит объективно выявлять тенденцию балансовых показателей электроэнергии, в том числе ее потерь (расходов) в электрических сетях на передачу (фактических, технических, коммерческих и нормативных технологических), и разрабатывать соответствующие прогнозы на ближайшую перспективу.

Оценка технических потерь

Известно, что ТПЭ в сети на передачу определяются расчетным аналитическим методом. Существуют различные программные продукты и комплексы по расчету ТПЭ, которые реализуют, как правило, однотипные методики их расчета.
Для тарифного регулирования имеется утвержденная ФЭК России Методика по расчету ТПЭ [6], в которой рекомендовано два способа: по укрупненным нормативам потерь для АО-энерго в различных регионах (оценочный метод) и более точный схемно-техни- ческий метод, который может быть реализован в настоящее время с использованием Методики расчета нормативных (технологических) потерь электроэнергии [4, 8], а также по сертифицированным программным продуктам, использующим реальные исходные данные по схемам и режимам работы электрических сетей и алгоритмы Методики [4].
Выполненный специалистами фирмы ЗАО ПФК «СКАФ» совместно с ОАО «ВНИИЭ» и Уральским ГТУ энергоаудит ряда ЭСО показал, что укрупненные нормативы ФЭК [6] для расчета ТПЭ получены по отчетным данным АО-энерго за 1997–1998 гг. Сегодня они устарели и дают необъективную оценку величины ТПЭ как в целом, так и по уровням напряжения электрической сети. Например, расхождение при определении ТПЭ в сетях СН1 и СН2 по укрупненным нормативам в сравнении с более точным схемно-техническим методом их расчета составляет до 40–50%, а в сетях НН – несколько раз.
Кроме того, при расчете ТПЭ по укрупненным нормативам, особенно в распределительных сетях напряжением 10(6)–0,38 кВ, не учитывается ряд дополнительных потерь электроэнергии: например, потери в нулевом проводе сети 0,38/0,22 кВ и трансформаторах 10(6)/0,4 кВ от токов нулевой последовательности при несимметричной загрузке фаз сети НН; контактные потери в коммутационных аппаратах сети НН от зажимов обмотки трансформаторов 10(6)/0,4 кВ до шин 0,4 кВ и др.
Специалистами ЗАО ПФК «СКАФ» совместно с ОАО «ВНИИЭ» подготовлено и издано в ИПК госслужбы учебно-методическое пособие по расчету нормативных ТПЭ с применением Методики [4] на примере электросетевой компании.
В настоящее время практически все ЭСО и регулирующие органы оснащены современной компьютерной техникой, имеют необходимые программные продукты и комплексы, информационные технологии для расчета ТПЭ (например, РТП–3, РАП–95, «Дельта», «Прогрэс++» и др.). Это позволяет для сформированной один раз и периодически обновляемой информационной базы данных о состоянии и параметрах сети и ее режимов работы рассчитывать схемно-техническим методом ТПЭ по классам напряжения и решать технико-экономические задачи по их минимизации через соответствующие программы энергосбережения (мероприятия по снижению потерь).

Оценка коммерческих потерь

В основном структуру КПЭ образуют следующие составляющие [3]:

1. Метрологическая, имеющая две компоненты:
  • нормативно допустимую погрешность приборов системы учета электроэнергии (ПСУ);
  • сверхнормативную (систематическую) погрешность ПСУ.
2. Недоплата населением и другими потребителями за полезно отпущенную электроэнергию (эта составляющая связана с неодновременностью учета поступления электроэнергии потребителю, выпиской ему счета и последующей оплатой, т.е. является «отложенным платежом»);
3. Безучетное потребление, хищения электроэнергии (мошенничество с приборами учета, несанкционированный доступ к сети и т.п.) и другие недостатки в энергосбытовой деятельности. ПСУ (ТН, ТТ, счетчики) имеют определенную заводскую погрешность, указываемую в паспортных данных приборов. Кроме того, необходимо иметь в виду, что заводские погрешности нормируются для определенных ограниченных диапазонов загрузки. В реальных условиях эксплуатации система приборов учета работает, как правило, с загрузкой, отличной от нормативных заводских, что приводит к дополнительным погрешностям ПСУ.
В связи с этим при тарифном регулировании стоимости передачи электроэнергии нормативно допустимая погрешность ПСУ определяется расчетным путем и добавляется к величине ТПЭ [3], а также рассчитывается систематическая составляющая ПСУ [8], которая является составляющей сверхнормативных КПЭ.
Метрологическая составляющая КПЭ рассчитывается следующим образом:
1. Нормативно-допустимая погрешность ПСУ измерительного комплекса (ИК), работающих в нормативных условиях эксплуатации, рассчитывается по РД 34.09.101.-94 [7] и Положению [4] на основании данных о поступлении электроэнергии в сеть и ее полезном отпуске по уровням напряжения и заводским паспортным данным о погрешностях приборов системы учета ИК (ТТ, ТН, счетчики);
При отсутствии корректных данных может применяться «упрощенный» расчет потерь, обусловленный допустимыми погрешностями ПСУ в размере 0,4% от приема электроэнергии в сеть [10].
Нормативно-допустимая погрешность ПСУ включается при тарифном регулировании в величину нормативных технологических потерь электроэнергии (добавляется к величине ТПЭ) [4].
2. Сверхнормативная погрешность ПСУ, работающих в ненормативных условиях эксплуатации, рассчитывается по РД 34.09.101–94 [9] на основании фактических данных о состоянии приборов системы учета ИК, а при их отсутствии – по среднестатистическим по России показателям погрешности ПСУ в ИК ЭСО, а также по [8] как систематическая погрешность ПСУ.
Систематическая погрешность ПСУ рассчитывается для определения ее величины и последующей разработки программы совершенствования системы учета и контроля электроэнергии в программе энергосбережения и снижения издержек ЭСО [1, 8, 9]. Как упоминалось выше, лишь одна составляющая КПЭ учитывается непосредственно в величине нормативных технологических потерь – нормативно-допустимая погрешность ПСУ [4, 9]. Остальные составляющие КПЭ относятся к сверхнормативным (разность между величиной КПЭ и нормативно-допустимой погрешностью ПСУ) и являются характеристикой недостатков в системе сбытовой и сетевой деятельности. Они должны снижаться за счет реализации соответствующих программ энергосбережения с их финансированием через инвестиционную составляющую тарифа на передачу.
Сверхнормативные КПЭ учитываются при тарифном регулировании согласно Разъяснениям ФЭК России [7] и Положению [4]. Обязательным условием учета КПЭ при тарифном регулировании является наличие и согласование с регулирующим тарифным органом Программы энергосбережения и мероприятий по снижению потерь, включая мероприятия поэтапного недопущения образования и снижения КПЭ с технико-экономическим обоснованием эффективности снижения потерь.
Выполненные энергоэкономические обследования ряда ЭСО показали следующую структуру КПЭ (в скобках средневзвешенные значения):
  • нормативно допустимая погрешность ПСУ – 11…14% (0,3…0,9% от отпуска электроэнергии в сети) (12%);
  • сверхнормативная погрешность ПСУ – 23…48% (36%);
  • недоплата населением и др. потребителями за отпущенную электроэнергию – 16...50% (33%);
  • безучетное потребление электроэнергии (отсутствие приборов учета, оплата по установленной мощности или нормативам муниципалитетов) – 0…31% (14%);
  • хищения электроэнергии (несанкционированный доступ к сети, мошенничество с приборами учета и др.) – 1…10% (5%).

Видно, что в сверхнормативных КПЭ основная доля приходится на сверхнормативную погрешность ПСУ и недоплату потребителями. Из этого следует, что в современных условиях реформирования электроэнергетики, при разделении услуг по передаче электроэнергии и по сбытовой деятельности, необходимо консолидировать работу энергосбытовых организаций и электросетевых компаний, чтобы получить существенные результаты от реализации мероприятий по совершенствованию системы приборов коммерческого учета электроэнергии и снижению потерь от систематической погрешности ПСУ, а также по минимизации недоплат за электроэнергию. Реализация такого принципа возможна на договорных условиях между электросетевой и сбытовой компаниями с определением меры ответственности последних за сверхнормативные КПЭ в системе электроснабжения. При этом мера ответственности должна определяться функциональными обязанностями электросетевых и энергосбытовых организаций в конкретных условиях эксплуатации.
В частности, если вся система ПСУ находится на балансе или обслуживании у энергосбытовой организации, то она несет полную финансово-экономическую ответственность за систематическую погрешность ПСУ, хищения электроэнергии из-за мошенничества с ПСУ, другие недостатки в энергосбытовой деятельности (например, несвоевременная оплата за потребленную электроэнергию, неодновременность снятия показаний приборов учета и др.), а сетевая компания несет финансово-экономическую ответственность только за несанкционированный доступ (подключение) к электрической сети.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Современная методология нормирования расходов электроэнергии на передачу (потерь) при тарифном регулировании предполагает необходимость оптимизации потерь электроэнергии (технических и коммерческих) и разработку технико-экономических обоснований и программ их снижения как важного направления уменьшения издержек и увеличения прибыли электросетевых компаний. Эти программы должны составляться электросетевыми и энергосбытовыми организациями совместно и представляться в регулирующие органы с технико-экономическим обоснованием необходимых расходов для снижения коммерческих потерь и учета этих затрат при тарифном регулировании [7].

ЛИТЕРАТУРА

  1. Железко Ю.С., Артемьев А.В., Савченко О.В. Расчет, анализ и нормирование потерь электроэнергии в электрических сетях (Руководство для практических расчетов) – М.: НЦ ЭНАС, 2003. – 280 с.
  2. 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.: ИПК госслужбы, 2006. – 168 с.
  3. 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.
  4. Положение о порядке расчета и обоснования нормативов технологических потерь (расходов) электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям / Приказ Минпромэнерго России от 04.10.2005 № 267, рег. № 7122 Минюста РФ от 28.10.2005.
  5. Методические указания по расчету регулируемых тарифов и цен на электрическую (тепловую) энергию на розничном (потребительском) рынке / Приложение к приказу ФСТ России от 06.08.2004 № 20-Э/2.
  6. Постановление ФЭК России от 17.03.2000 № 14/10 «Об утверждении нормативов технологического расхода электрической энергии (мощности) на ее передачу (потерь), принимаемых для целей расчета и регулирования тарифов на электрическую энергию (размера платы за услуги по ее передаче)». /Информационный бюллетень ФЭК РФ № 11 от 13.06.2000. – С. 6–23.
  7. Разъяснения ФЭК России к Методическим указаниям по расчету регулируемых тарифов и цен на электрическую (тепловую) энергию на розничном (потребительском) рынке/ Горкин Л.А., Бржезянский С.Э., Константинов А.Ю., Яркин Е.В.; Под рук. Г.П. Кутового. – М.: ИПК Гос.службы, 2003. – С. 32.
  8. Методика расчета нормативных (технологических) потерь электроэнергии в электрических сетях (утверждена приказом Минпромэнерго России № 21 от 03.02.2005).
  9. Сборник нормативных и методических документов по измерениям, коммерческому и техническому учету электроэнергии и мощности. /Загорский Я.Т. – 2-е изд., перераб. и доп. – М.: НЦ ЭНАС, 2002. – 540 с.
  10. Макуха С.П., Воротницкий В.Э., Калинкина М.А. Основные изменения порядка расчета и обоснования нормативов технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям/ Доклады пятого научно-технического семинара «Нормирование и снижение потерь электроэнергии в электрических сетях». – М.: Диалог Электро, 2007.




Очередной номер | Архив | Вопрос-Ответ | Гостевая книга
Подписка | О журнале | Нормы. Стандарты | Проекты. Методики | Форум | Выставки
Тендеры | Книги, CD, сайты | Исследования рынка | Приложение Вопрос-Ответ | Карта сайта




Rambler's Top100 Rambler's Top100

© ЗАО "Новости Электротехники"
Использование материалов сайта возможно только с письменного разрешения редакции
При цитировании материалов гиперссылка на сайт с указанием автора обязательна

Segmenta Media создание и поддержка сайта 2001-2020