 |
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
- 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.
- 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.
- 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.
- 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.
- 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.
- 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.
- 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.
- Методика расчета нормативных (технологических) потерь электроэнергии в электрических сетях (утверждена приказом Минпромэнерго России № 21 от 03.02.2005).
- 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.
- 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.
| 
|
