Straty energii elektrycznej w sieciach elektrycznych. Jest to przydatne źródło energii elektrycznej. Przydatne źródło energii elektrycznej

JakszinaN., inżynier wydziału transportu energii elektrycznej JSC Belgorodenergo

Do 2003 roku w rosyjskim systemie energetycznym doszło do sytuacji, w której poziom zgłaszanych strat energii elektrycznej znacznie przewyższał straty technologiczne i praktycznie do zera obniżył zyski przedsiębiorstw energetycznych. W świetle tych wydarzeń zdecydowano o uznaniu problematyki zarządzania stratami za priorytet w pracach Regionalnych Spółek Sieciowych. Artykuł ten poświęcony jest sposobom zarządzania stratami energii elektrycznej, co zostało i będzie zrobione w tym kierunku w obwodzie biełgorodskim.

Energia elektryczna to bardzo specyficzny produkt. W większości przypadków odbiorca końcowy płaci za energię elektryczną w momencie jej zużycia. Jednocześnie do wytworzenia określonej ilości energii elektrycznej przez generator w elektrowni potrzebne jest określone paliwo i surowce. Niewłaściwe planowanie tych zasobów może prowadzić do przerw w dostawie prądu, a nawet sytuacje awaryjne. Dlatego bardzo ważne jest, aby system elektroenergetyczny miał harmonogram odbioru energii elektrycznej. Jakie pułapki mogą się tu kryć? Dlaczego ten problem, a jako jego główną konsekwencję, problem zarządzania stratami uznano za obszar priorytetowy w funkcjonowaniu systemu energetycznego obwodu Biełgorodu i całego kraju?

Energia elektryczna odbierana przez sieci Regionalnego Przedsiębiorstwa Sieciowego (RSC) i rejestrowana przez urządzenia pomiarowe na granicach bilansu składa się z następujących składników:

1. Przydatne wakacje- energię elektryczną otrzymaną i opłaconą przez odbiorców.

2. Potrzeby produkcyjne systemu elektroenergetycznego.

3. Tranzyt - energia elektryczna przepływająca sieciami DGC w sieciach sąsiadujących JSC-Energo oraz w sieciach odbiorców.

4. Straty energii elektrycznej.

Jeśli chodzi o pierwsze dwa stanowiska, praktycznie nie pojawiają się żadne pytania w obliczeniach i planowaniu. Jeśli chodzi o tranzyt, jest on trudny do przewidzenia, ale nie ma on istotnego wpływu na planowanie dystrybucji energii elektrycznej.

Pozostaje więc duże ciemne miejsce na jasnym niebie - straty. Aby zrozumieć, co oznacza to tajemnicze pojęcie, jak ograniczać straty i na jaki ich składnik możemy mieć wpływ jako konsumenci, a jako pracownicy systemu energetycznego, zagłębimy się w strukturę strat.

Przede wszystkim straty energii elektrycznej to definicja znana nam z podręczników fizyki. Energia elektryczna jest jedynym rodzajem produktu, który nie wykorzystuje innych zasobów do przesyłania jej na odległość. Poświęca część siebie. W tym kontekście można mówić o stratach jako technologicznym zużyciu energii w transporcie. Tak, straty techniczne są nieuniknione, ale to nie znaczy, że nie możemy na nie wpływać. Początkowo projektowanie sieci elektrycznych ma na celu optymalne zużycie energii. Ale świat nie stoi w miejscu, rozwija się przemysł i sektor rolniczy, zmieniają się potrzeby ludności, powstają nowe obiekty energochłonne. Dlatego optymalna struktura sieci i optymalne tryby praca zawsze będzie palącą kwestią.

Aby zoptymalizować zużycie energii w transporcie, należy najpierw dokładnie obliczyć jej wartość. Trzeba powiedzieć, że obliczanie strat jest zadaniem niezwykle pracochłonnym, wymagającym ogromnych informacji i zasobów ludzkich. Na szczęście w naszym oświeconym wieku możemy przyciągnąć pomoc technologia informacyjna. Obecnie obliczenia strat technicznych w OJSC Belgorodenergo przeprowadza się przy użyciu pakietu oprogramowania RAP-Standard, specjalnie opracowanego przez Instytut Selezh-Electro. Co miesiąc specjaliści we wszystkich miastach i regionach pracują nie tylko nad precyzyjne obliczenia strat technicznych, ale także na analizie ich struktury. Na podstawie tej analizy opracowywane są propozycje i plan działania mający na celu ograniczenie strat.

Zidentyfikowaliśmy zatem istotny składnik zgłaszanych strat energii elektrycznej. Nawiasem mówiąc, prawidłowo obliczone i zatwierdzone straty techniczne są uwzględnione w taryfie za energię elektryczną i, co do zasady, ciepło

ryami, w w pewnym sensie te słowa nie dotyczą spółki energetycznej. Niemniej jednak zmniejszenie technicznego składnika strat jest konieczne zarówno w celu zapewnienia zgodności systemu energetycznego przyjęte standardy oraz poprawę niezawodności i innych parametrów operacyjnych sprzętu.

Kolejnym składnikiem strat jest tzw. niedoszacowanie. Faktem jest, że urządzenia pomiarowe mają swój własny błąd - zarówno losowy, jak i systematyczny. A jeśli błąd losowy działa na nas zarówno „plus”, jak i „minus”, to błąd systematyczny jest prawdziwym niedoszacowaniem. Liczniki indukcyjne, które są najczęstsze w przypadku płatności na rzecz odbiorców domowych, wraz z wydłużającym się czasem pracy zaczynają działać na korzyść ich właściciela i na niekorzyść przedsiębiorstwa energetycznego. Całkowity błąd systematyczny urządzeń pomiarowych według klasy napięcia wynosi nieco ponad jeden procent całkowitego zasilania sieci. A sądząc po wynikach roku, odsetek ten stanowi znaczną kwotę dla systemu energetycznego.

I wreszcie najbardziej złożoną i trudną do wyeliminowania częścią strat są straty handlowe. Nie przestrzegają praw fizyki i matematyki. Są pod wpływem czynnik społeczny. Straty handlowe to przede wszystkim kradzieże energii elektrycznej przez odbiorców. Co więcej, powstają one zarówno na skutek własnych intencji konsumenta, jak i na skutek braku kontroli zużycia ze strony przedsiębiorstwa energetycznego bez interwencji konsumenta. Wszyscy jesteśmy konsumentami w gospodarstwach domowych i znamy takie sytuacje, jak spontaniczne zatrzymania lub awarie licznika. A konsument z niewiedzy lub niechęci nie informuje o tym służb mieszkaniowych i komunalnych ani pracowników systemu energetycznego. Oczywiście najpewniejszym sposobem rozwiązania tego problemu jest wzmocnienie kontroli nad zużyciem energii elektrycznej.

Obecnie w tym kierunku prowadzi się ogromną pracę, powstają nowe podziały strukturalne, przeznaczane są dodatkowe środki techniczne i materiałowe. Ale te działania nie wystarczą i tutaj my wszyscy, jako pracownicy systemu energetycznego, jesteśmy po prostu zobowiązani przyjść z pomocą. Jest nas wielu i z pewnością odgrywamy rolę w kształtowaniu kultury i społeczeństwa świadomość społeczna w naszym regionie. W naszej mocy jest zadbać o to, aby przede wszystkim wśród bliskich nam osób, a potem dalej, wstydem byłaby kradzież prądu, nie mówiąc już o tym, że sami dajemy zły przykład. Ponadto my, jak nikt inny, musimy zrozumieć, że ostatecznym celem ograniczania strat w sieciach jest ograniczenie tempa wzrostu stawek za energię elektryczną dla odbiorców. Żyjemy w cywilizowanym społeczeństwie, w którym każdy musi być odpowiedzialny za swoje sprawy i potrzeby. To klucz do dobrobytu nie tylko systemu energetycznego, ale także całego społeczeństwa.

Wróćmy jednak od szczegółu do ogółu. Już na początku artykułu wspomniałem, że zarządzanie stratami uznawane jest za priorytet w funkcjonowaniu systemu energetycznego. Bezwzględne rzeczywiste straty energii elektrycznej w sieci elektryczne Rosja za lata 1994–2003. od dostaw do sieci wzrósł o 37,1%. Ponadto istnieje stała tendencja do dalszego wzrostu strat bezwzględnych i względnych, jeśli skuteczne środki aby je zmniejszyć. Zarządzenie nr 338 RAO JES Rosji z dnia 1 czerwca 2005 r. zatwierdziło kompleksowy program ograniczenia strat w sieciach elektrycznych, którego strategicznym celem jest zmniejszenie do 2010 r. całkowitych strat w sieciach elektrycznych wszystkich napięć UES Rosji do do poziomu 11%, a do 2015 roku – do 10% (rysunek 1). A w tych spółkach sieciowych, w których rzeczywiste straty są wyższe niż standardowe, konieczne jest ograniczenie strat wartości standardowe uwzględnione w taryfach za usługi przesyłowe.

Zgodnie z wieloletnim programem redukcji strat obliczyliśmy bezwzględny roczny standard redukcji strat dla sieci Belgorodenergo OJSC, który w 2006 roku wyniósł 47 milionów kWh. Oznacza to, że aby osiągnąć poziom docelowy, nasz system energetyczny musi zredukować straty o 47 mln kWh już w 2006 roku. Na podstawie wyników roku 2006 standard zostanie przeliczony w górę lub w dół, w zależności od wdrożenia. I tak aż do 2010 roku.

Aby osiągnąć takie rezultaty, opracowano plan działania mający na celu ograniczenie strat na rok 2006. Plan obejmuje działania organizacyjne (wyłączanie transformatorów w trybach niskiego obciążenia, optymalizacja napięć roboczych itp.), wydarzenia techniczne(modernizacja urządzeń), jednak główny nacisk położony jest na działania mające na celu poprawę systemów opomiarowania energii elektrycznej. Kolosalnym krokiem w dziedzinie automatyzacji księgowości było wprowadzenie ASKUE (system automatyczny księgowość komercyjna Elektryczność). Od sierpnia 2006 roku system ASKUE działa na wszystkich stacjach elektroenergetycznych napięć 35 i 110 kV. Trzeba powiedzieć, że do tego czasu ASKUE działała tylko w podstacjach o napięciu 330 kV i więcej, czyli w obiektach MES, na granicach bilansu Belgorodenergo OJSC. Teraz będziemy mogli możliwie najdokładniej kontrolować dystrybucję energii elektrycznej w naszym systemie elektroenergetycznym.

Inny najbardziej efektowne wydarzenie-aktualizacja parku urządzeń pomiarowych konsumentów domowych. Tak naprawdę za cel postawiliśmy sobie całkowite odnowienie naszej floty instrumentów w ciągu najbliższych 5-8 lat. Ale dalej ten moment Działanie to wdrażane jest tam, gdzie prawdopodobieństwo nieuprawnionego spożycia jest największe. W tym roku nacisk położony jest na mieszkańców sektora prywatnego. Tutaj wymiana urządzeń odbywa się poprzez przeniesienie ich na elewację budynków i wymianę wejść do budynków na przewody izolowane. Oznacza to po pierwsze, że sterownik może w każdej chwili dokonać odczytu z urządzeń bez wchodzenia do domu, a po drugie, odbiorca nie będzie mógł zasilić swojego domu omijając licznik poprzez jego narzucanie (przewód jest izolowany). Ponadto w 2006 roku planowane jest wprowadzenie Projekt pilotażowy ASKUE-życie.

Oprócz kosztownych środków, nie mniej skuteczne są środki organizacyjne. Bardziej niż istotne pozostaje przeprowadzanie inspekcji i nalotów w celu wykrycia naruszeń zużycia energii elektrycznej, przeglądu umów z osobami fizycznymi i osoby prawne czyli kontrola i zarządzanie stratami.

Mówiłem już, że straty handlowe są najbardziej złożoną i trudną do opanowania częścią raportowania strat. W chwili obecnej możemy prześledzić i zidentyfikować źródła wszystkich składników strat, z wyjątkiem komercyjnych, a bez tego nie można mówić o pełnej kontroli nad stratami energii elektrycznej. W związku z tym zdecydowano się na wprowadzenie bilansu energii elektrycznej opartego na podajniku. Jego istotą jest „połączenie” każdego odbiorcy, czy to osoby fizycznej, czy prawnej, z określoną jednostką strukturalną sieci elektroenergetycznych (linie napowietrzne 6/10 kV, podstacje transformatorowe, linie napowietrzne 0,4 kV). Ponadto konieczna jest automatyzacja procesu obliczania salda w każdym zasilaczu 6 – 10 kV. Oznacza to, że należy obliczyć różnicę między ilością energii wprowadzonej do podajnika z podstacji a ilością dostarczoną i zapłaconą przez odbiorców oraz określić dokładnie, gdzie i dlaczego część energii została utracona. Jest to zadanie o ogromnym znaczeniu i pracochłonności. Oceń sam, jego wdrożenie wymaga danych z okręgów sieci elektrycznych na temat struktury sieci, konsumentów i ich kont osobistych, konieczne jest połączenie i usystematyzowanie tego wszystkiego, a także ciągłe monitorowanie i aktualizacja informacji, nie mówiąc już o sporządzaniu sald i przeprowadzanie analiz. Tak, jest to trudne, ale wykonalne. Realizacja tego projektu jest już w końcowej fazie. Oczywiście organizacja i koordynacja prac zajmie trochę czasu, ale mamy nadzieję, że w 2006 roku bilans paszowy zostanie w pełni wdrożony. A to pozwoli Ci celowo pracować w obszarze ograniczania strat handlowych i osiągać maksymalne wyniki.

W ostatnim czasie, w związku z intensyfikacją problematyki zarządzania stratami, zmienia się struktura przedsiębiorstwa (dodawane są nowe komórki strukturalne i stanowiska), zaostrzane są wymagania kadrowe, dodawane są nowe zadania. To konieczna cena sukcesu. Oczywiście wiele jest jeszcze do zrobienia w zakresie organizacji pracy, uregulowania relacji między sobą jednostki strukturalne przedsiębiorstw energetycznych i organizacji zewnętrznych, ale wszystko jest w naszych rękach.

W tym roku przeznaczono znaczne środki i wysiłki na ograniczenie strat. Mamy więc nadzieję, że za rok zobaczymy jeszcze korzystniejsze efekty realizacji planu strat. Stanie się to jednak tylko pod warunkiem, że w naszej pracy z Państwem nie będzie miejsca na sceptycyzm i brak jedności oraz jasno zrozumiemy, że dążymy do poprawy jakości naszego życia nie tylko jako pracownicy dobrze prosperującej firmy, ale także jako zwykli ludzie odbiorców energii elektrycznej.

| Pobierz za darmo Czy można zarządzać stratami energii?, Jakszina N.,

Re: Klasyfikacja strat w sieciach elektrycznych 3 lata 2 miesiące. z powrotem #60

Struktura strat energii elektrycznej

Podział strat na składowe może różne kryteria: charakter strat (stała, zmienna), klasy napięć, grupy elementów, działy produkcyjne itp. Na potrzeby analizy i standaryzacji strat wskazane jest stosowanie powiększonej struktury strat energii elektrycznej, w której straty są podzielone na składniki w oparciu o ich charakter fizyczny i specyfikę metod wyznaczania ich wartości ilościowych.

W oparciu o to podejście rzeczywiste straty można podzielić na cztery elementy:

Błędy w pomiarach energii elektrycznej dostarczanej do sieci i pożytecznie dostarczanej odbiorcom.

Błąd w pomiarach energii elektrycznej w ogólnym przypadku można podzielić na wiele składowych. Rozważmy najważniejsze składowe błędów kompleksów pomiarowych (MC), do których możemy zaliczyć: przekładnik prądowy (CT), przekładnik napięciowy (VT), energię elektryczną. licznik (EM), linia łącząca ESS z TN.

Do głównych składników błędów pomiaru energii elektrycznej dostarczonej do sieci i energii użytecznej dostarczonej zalicza się:

błędy w pomiarach energii elektrycznej w normalnych warunkach pracy w podczerwieni, określone przez klasy dokładności CT, VT i SE;

dodatkowe błędy w pomiarach energii elektrycznej w realne warunki działanie IR, ze względu na:

zaniżony współczynnik mocy obciążenia w porównaniu do normy (dodatkowy błąd kątowy);

wpływ na ogniwa słoneczne pól magnetycznych i elektromagnetycznych o różnych częstotliwościach;

niedociążenie i przeciążenie przekładników prądowych, HP i SE;

asymetria i poziom napięcia dostarczanego do IR;

SE pracuje nieogrzewane pomieszczenia z niedopuszczalnie niską temperaturą itp.;

niewystarczająca czułość ogniw słonecznych przy małych obciążeniach, szczególnie w nocy;

błędy systematyczne spowodowane nadmierną żywotnością układu scalonego.

2.2. Nadmierne straty (wydatki) energii elektrycznej”;

w wierszu str.

4. zapisz: „Przydatny urlop z sieci (klauzula 1 – klauzula 2 – klauzula 3 + klauzula 2.2”);

do tabeli w punkcie 1.4 należy zanotować: „Nadmierne straty (zużycie) energii elektrycznej są uwzględniane w bilansie użytecznych dostaw energii elektrycznej do odbiorców”.

W tabeli paragraf 1.5” Energia elektryczna według zakresów napięć (regionalna sieć elektryczna)” dokonać takich samych korekt jak w tabeli w punkcie 1.4.

W tabeli punkt 1.25 „Obliczanie stawki zapłaty kosztów technologicznych (strat) energia elektryczna dla jej przesyłu sieciami” w wierszu 3 wpisać: „Standardowe straty energii elektrycznej” zamiast „straty energii elektrycznej”.

3. FTS Rosji do złożenia wniosku do Służby Federalnej statystyki państwowe(Rosstat) zgodnie z korektami (zmianami) w formularzach Rosstat 2REG. 46EE - wydanie użyteczne, 46EE - skrzynia biegów, 23-N.

W formularzu 2REG „Informacja o stratach energii elektrycznej według zakresów napięcia” w wierszu 02 należy wpisać: „Wartość rzeczywiste straty(wydatki) energii elektrycznej w sieciach elektrycznych” (zamiast „Wartość straty elektryczne w sieciach”).

W formularzu 46EE (urlop użyteczny) w wierszu 321 należy wpisać: „Rekompensata za rzeczywiste wydatki…” (o której mowa dalej w tekście).

W formularzu 46EE (przesył) w wierszach 20, 50, 130, 200, 260, 310 należy wpisać: „Rzeczywiste straty energii elektrycznej” (zamiast „Utrata energii elektrycznej”).

W formularzu 23 proszę podać wyjaśnienia:

„Wiersz 06 zawiera dane o „Technologicznym zużyciu energii na przesył” zgodnie z raportem wewnątrzbranżowym 7-energo (układ 12805 „Struktura strat technologicznych”, część II).

Wiersz 07 „Straty handlowe” zawiera również dane z raportu 7-energo (układ 12805, część 2).”

Proponowane zmiany mogą zostać wprowadzone w formie dodatkowych wyjaśnień do odpowiednich dokumentów regulacyjnych i metodologicznych Ministerstwa Przemysłu i Energii Federacji Rosyjskiej, Federalnej Służby Taryfowej Federacji Rosyjskiej i Rosstatu Federacji Rosyjskiej.

OCENA SKUTEK EKONOMICZNYCH ITP

Na ryc. 1 jest podane Schemat obwodu powiązania organizacyjne i gospodarcze podmiotów regionalnego rynku energii elektrycznej.

Na podstawie powyższego diagramu dokonamy oceny bilansu fizycznego i ekonomicznego (kosztowego) dostaw, przesyłu, sprzedaży i zużycia energii elektrycznej w regionie.

Bilans fizyczny energii elektrycznej

Energia elektryczna otrzymana (dostarczona) do regionalnej sieci elektroenergetycznej od dostawców (G) z rynku hurtowego (regionalnego) w ilości Woc przesyłana jest sieciami elektroenergetycznymi. W nich część energii elektrycznej w ilości D W f = D W npe + D W snpe jest przeznaczana na jej przesył, w efekcie energia elektryczna w ilości Wpo jest z korzyścią dostarczana do odbiorcy z sieci. Równanie bilansu fizycznego energii elektrycznej w sieci regionalnej: W os = W o + D W f = W o + D W npe + D W npe. (1) gdzie W os. W on - odpowiednio dostawy energii elektrycznej do sieci i użyteczne dostawy energii elektrycznej do odbiorców; D W f. D W nie. D W SNPE – odpowiednio aktualne, normatywne, określone zgodnie z Metodologią Ministerstwa Przemysłu i Energii Federacji Rosyjskiej oraz nadmierne straty energii elektrycznej w sieciach elektrycznych.

BILANS KOSZTÓW ENERGII ELEKTRYCZNEJ

Bilans kosztów energii elektrycznej w sieciach regionu przedstawia się następująco (rys. 1):

1. Na podstawie bilansu fizycznego energii elektrycznej przedsiębiorstwo sprzedaży energii (ESC) regionu zawiera umowę z dostawcami hurtowego (detalicznego) rynku energii elektrycznej w regionie na dostawy energii elektrycznej niezbędnej do zapewnienia odbiorcom w regionie użyteczna deklarowana energia elektryczna po cenie zakupu ustalonej dla regionu przez organ regulacyjny.

Koszt zakupu energii elektrycznej od dostawców (wymagany przychód brutto z wytwarzania) w regionie (GRP) wyznaczany jest przez:

gdzie W oznacza użyteczną dostawę energii elektrycznej do odbiorców w regionie; T pok to średnia ważona taryfa za zakup energii elektrycznej od dostawców w regionie (ustalana przez organ regulacyjny). 2. Jednocześnie ESB zawiera umowę z ESC w sprawie przesyłania odbiorcom regionu za pośrednictwem sieci elektrycznych produktywnego dostarczania energii elektrycznej (W), biorąc pod uwagę STPE powstałe w sieciach elektrycznych zatwierdzonych przez Ministerstwo Przemysłu i Energii Rosji i uzgodnione z organem regulacyjnym.

Jednocześnie koszt (wydatki) przedsiębiorstw energetycznych za przesył produktywnej dostaw energii elektrycznej za pośrednictwem sieci regionu S pasa wynoszą:

gdzie T sod jest średnią taryfą za utrzymanie sieci elektroenergetycznych, ustaloną przez organ regulacyjny;

Tpot to średnia taryfa za straty w sieciach elektrycznych przedsiębiorstw sieci elektroenergetycznych, ustalona przez organ regulacyjny.

Ponieważ zgodnie z Wytycznymi metodologicznymi Federalnej Służby Taryfowej Rosji koszt NTPE w sieciach jest brany pod uwagę zgodnie z taryfą strat, a koszt NTPE w sieciach zgodnie z Prawo federalne nr 35-FZ z dnia 26 marca 2003 r. (art. 32 ust. 3) – przy cenie zakupu energii elektrycznej na rynku hurtowym (detalicznym) można zapisać równanie (3):

NTPE D W npe. wyrażoną poprzez dostawę użyteczną do odbiorców oraz normę strat a w jednostkach względnych dostaw energii elektrycznej do sieci, można obliczyć korzystając ze wzoru:

Wymagany przychód brutto KSE z przesyłu energii elektrycznej, biorąc pod uwagę taryfy ustalone przez organ regulacyjny za utrzymanie sieci T sod i standardowe straty w nich D W npe w zatwierdzonej taryfie strat T, wyniesie:

Z punktów (6) i (7) wynika, że ​​koszty przesyłu są wyższe od przychodów SES zapłaconych z tytułu umowy o przesyłanie energii elektrycznej sieciami o kwotę zakupu SES na rynku hurtowym (detalicznym). 3. Zapewnienie odbiorcom w regionie energii elektrycznej i opłacenie usług jej zakupu na rynku hurtowym (detalicznym), przesyłu i dystrybucji z elektrowni do odbiorców za pośrednictwem sieci regionalnych, organizowanie kontroli, rozliczania i sprzedaży energii elektrycznej, sprzedaży energii spółka (ESC) zawiera umowy z odbiorcami w regionie umowy na dostawę (sprzedaż) energii użytecznej dla odbiorców zgodnie z ich zastosowaniami.

NVVpo ze sprzedaży użytecznej energii elektrycznej odbiorcom W ustala się na podstawie:

płatność przez odbiorców za dostawę użytecznej energii elektrycznej na jego koszt na rynku hurtowym (detalicznym) T pok. ustanowiony przez organ regulacyjny;

wypłata urlopu produkcyjnego zgodnie z taryfą za utrzymanie sieci T sod. ustanowiony przez organ regulacyjny;

zapłata standardowych strat D W npe. zatwierdzony przez Ministerstwo Przemysłu i Energii Federacji Rosyjskiej, według taryfy T pot. ustanowiony przez organ regulacyjny;

opłata za usługi ESB za dostawę energii użytecznej W zgodnie z taryfą ulgową T ESB. ustalone przez organ regulacyjny.

Biorąc pod uwagę powyższe, możemy napisać:

Bilans kosztów włączony rynek regionalny energia elektryczna weryfikowana jest poprzez zrównanie kosztów usług podmiotów rynkowych (dostaw + przesył + sprzedaż) oraz płatności za te usługi przez odbiorców i przedsiębiorstwa energetyczne w ramach rekompensaty za ETC przy przesyłaniu sieciami elektroenergetycznymi:

Podstawiając składniki równań (2), (7) i (9) do (10) możemy sprawdzić zbieżność bilansu kosztów.

Na ryc. Na rys. 2 przedstawiono schemat blokowy algorytmu ustalania ekonomicznie uzasadnionej taryfy przesyłowej z uwzględnieniem uzgodnionych z organem regulacyjnym działań (programów) mających na celu ograniczenie strat (DW MSPR).

Z ryc. 2 wynika z tego, że jak wspomniano powyżej, jeżeli w sieciach ESC na czas regulowany (D W ESC) występuje SG, to wartość tę w bilansie energii elektrycznej należy doliczyć do podaży użytecznej w celu ustalenia opłacalnej ekonomicznie taryfy za przesył sieciami ESC . Jednak w tym przypadku organ regulacyjny musi zapewnić środki z zysków przedsiębiorstwa energetycznego na wdrożenie środków mających na celu zmniejszenie ETC. Jeżeli środki te nie zostaną uwzględnione w przychodach z tytułu przesyłania energii elektrycznej, wówczas przedsiębiorstwo energetyczne nie pobierze wymaganego planowanego przychodu w ramach taryfy za przesył energii użytecznej do odbiorców. Takie podejście przy obecnym poziomie ustalania taryf wydaje się stymulować przedsiębiorstwa elektroenergetyczne i sieci elektroenergetyczne do wdrożenia możliwie maksymalnych, w oparciu o środki finansowe zawarte w taryfie przesyłowej i opłacie sprzedażowej, działań mających na celu ograniczenie strat, w tym strat nadmiernych, w zależności od w sprawie działalności sieci elektroenergetycznych i przedsiębiorstw energetycznych.

Możliwy jest inny, bardziej poprawny mechanizm regulacji taryfowej przesyłu energii elektrycznej. Taryfa przesyłowa ESK ustalana jest na podstawie ekonomicznie uzasadnionych kosztów w oparciu o ilość dostarczonej odbiorcom energii użytecznej. Wartość ETC jest przejrzyście wykazywana w bilansie energii elektrycznej dla regionu w okresach bazowym i regulowanym, z uwzględnieniem działań ograniczających straty, tak aby odzwierciedlona była dynamika tego wskaźnika. Zestawiając bilans (zapotrzebowanie) na energię elektryczną w regionie za okres regulowany, należy uwzględnić ETC. Przedsiębiorstwo elektroenergetyczne płacąc ETC według taryfy za zakup energii elektrycznej na hurtowym (detalicznym) rynku energii elektrycznej, „domykając” bilans kosztów, będzie zmuszone szukać optymalnych sposobów obniżenia ETC, gdyż ich wartość powoduje bezpośrednie straty.

Wysokość strat rzeczywistych z reguły jest większa od standardowej wartości strat technologicznych, uwzględnianej w formie stawki płatności NTPE w taryfie. W związku z tym koszt NTPE, równy różnicy między faktycznym a NTPE, przypada na straty przedsiębiorstwa sieciowego.

W związku z tym ESC działająca na rynku usług przesyłowych wraz z ESB będzie ekonomicznie zainteresowana ciągłym doskonaleniem i unowocześnianiem systemu przesyłowego energii elektrycznej, jego kontrolą, rozliczaniem i sprzedażą według programu uzgodnionego z organem regulacyjnym, osiągając redukcję rzeczywistej energii straty do wartości standardowej, przy jednoczesnym obniżeniu kosztów przesyłu i sprzedaży oraz strat z tytułu ETC. Taki mechanizm ekonomiczny stymuluje ESC i ESB do redukcji użytecznym źródłem energii elektrycznej jest straty zgodnie z klauzulą ​​8. Ponadto z określonym mechanizm gospodarczy stymulowanie wzrostu zysku organizacji regulowanej poprzez obniżenie ETC zapewnia wzrost dochodu podlegającego opodatkowaniu i wzrost wpłat podatkowych do budżetów regionalnych.

Aktualnie wg wymogi regulacyjne ETC są opłacane w całości przez SKE, przy czym główną przyczyną ich występowania jest niezadowalająca praca SPD, pod ich jurysdykcją zlokalizowana jest znaczna część komercyjnych urządzeń pomiarowych energii elektrycznej.

Wynika z tego, że program ograniczenia strat w sieciach ESK musi być kompleksowy i opracowany przez ESK wspólnie z ESB z przedstawieniem organowi regulacyjnemu do zatwierdzenia, a następnie uwzględnienia niezbędnych środków w taryfie za przesyłanie energii elektrycznej poprzez ESK sieci i marże sprzedażowe ESB.

Na podstawie porozumienia pomiędzy ESC a Energosbyt w organie regulacyjnym na kolejny okres regulacji kompleksowego programu oszczędzania energii i ograniczania strat w sieciach, obejmującego system sterowania, opomiarowania i sprzedaży energii elektrycznej, ESC i ESB budują systemy stosunki umowne, które wskazują na ich odpowiedzialność finansową za ETC w zależności od odpowiedzialności funkcjonalnej spółek, a także odpowiedzialności majątkowej i operacyjnej za sprzęt, w którym występują nadmierne straty.

ETC to różnica między całkowitymi rzeczywistymi stratami JSC-energos za dany okres a zatwierdzonymi stratami standardowymi, to znaczy jest to część energii elektrycznej, która weszła do sieci elektrycznej i została zużyta z sieci, ale nie została opłacona przez konsumentów lub nie zostały zebrane.

Nadmierne straty zmniejszają przychody JSC-Energo o kwotę równą iloczynowi ETC i średniej taryfy sprzedaży za zakup energii elektrycznej w badanym okresie. Ponadto występują negatywne konsekwencje dla wpłat do budżetu (zapłata podatku od utraconych zysków z tytułu wysłanego nieodebranego towaru).

Zgodnie z nowym wydaniem ust. 3 i 7 łyżek. 254 Kod podatkowy(Kodeks podatkowy) Federacji Rosyjskiej, straty technologiczne podczas produkcji i (lub) transportu, spowodowane cechami technologicznymi procesu transportu, a także właściwościami fizycznymi i chemicznymi użytych surowców, są utożsamiane z wydatkami materialnymi dla zysku celów podatkowych.

W elektroenergetyce jako państwowym monopolu naturalnym, w szczególności w sieciach elektroenergetycznych, cecha technologiczna transport energii elektrycznej sieciami elektroenergetycznymi wiąże się z koniecznością ustalenia, zgodnie z dokumentami regulacyjnymi, normy strat technologicznych, która jest uwzględniana w taryfach za energię elektryczną i płacona przez konsumenta.

ETC płaci przedsiębiorstwu dostarczającemu energię według ceny dostawy energii elektrycznej.

Kwota tej wpłaty stanowi utracony przychód za energię elektryczną dostarczoną do sieci, a nieodebraną z winy spółki akcyjnej-energo, od której należy zapłacić podatek dochodowy.

Zgodnie z ust. 3 art. 38 Kodeksu podatkowego Federacji Rosyjskiej produktem podlegającym opodatkowaniu jest każda nieruchomość przeznaczona na sprzedaż. Takim produktem do sprzedaży była w szczególności energia elektryczna w formie ETS, wpuszczona do sieci elektroenergetycznej do zużycia, lecz ze względu na słabą pracę sieci i działów sprzedaży, nieodebrana. W w tym przypadku można to zakwalifikować jako niezamierzone (nieuregulowane) użycie produktu przeznaczonego do sprzedaży.

Artykuł 271 kodeksu podatkowego Federacji Rosyjskiej stanowi, że „Datą otrzymania dochodu jest data sprzedaży towarów… niezależnie od otrzymania Pieniądze...w zamian za nie”, tj. Sprzedaż towaru rejestrowana jest w momencie jego wysyłki, od wartości której płacone są wszystkie podatki.

Ponadto dla państwowych monopoli naturalnych, do których zaliczają się przedsiębiorstwa energetyczne, nadwyżki strat energii elektrycznej stanowią ekonomicznie nieuzasadniony wydatek energii elektrycznej na jej przesył w sieciach, a koszt ETC, zgodnie z , jest wyłączony z uzasadnionych wydatków przedsiębiorstwa .

W takim przypadku kwota dochodu podlegającego opodatkowaniu zwiększa się o wartość ETC.

Konsekwencje ETC w UES Rosji

Zgodnie ze stroną internetową RAO „UES Rosji” dotyczącą wyników działalności produkcyjnej w zakresie przesyłania i dystrybucji energii elektrycznej, dostawy energii elektrycznej do odbiorców realizowane za pośrednictwem sieci elektrycznych RGC RAO „UES Rosji” (zwanej dalej „ RSK) w 2006 roku wyniosła 676 376 mln kWh przy rzeczywistych stratach energii elektrycznej 8,69% (tj. 58 777 mln kWh). Według naszej oceny i danych JSC VNIIE rzeczywiste straty energii elektrycznej w dystrybucyjnych sieciach elektrycznych RGC o napięciu 110–0,38 kV są 1,4–1,5 razy wyższe niż NTPE. Na tej podstawie względną wartość ETC w 2006 roku w sieciach elektrycznych DGC można oszacować na 30%, co stanowi 17 633 mln kWh.

Przy średniej ważonej cenie w Rosji za dostawę energii elektrycznej na hurtowy rynek energii elektrycznej w 2006 roku w wysokości 55,73 kopiejek/kWh, koszt ETC zapłacony przez DGC w 2006 roku wyniósł 17 633 x 10 6 x 0,5573 = 9 826,871 x 10 6 x 9827 milionów rubli.

Dokładnie o tyle zmniejszył się dochód (zysk) DGC, od którego należy zapłacić podatek od utraconych zysków wynikających z wyłączenia z przychodów nieuzasadnionych wydatków na zapłatę ETC w wysokości: 0,24 x 9827 mln rubli x 2358 milion rubli.

Zatem całkowite straty w sieciach elektrycznych 110–0,38 kV RSK RAO JES Rosji na podstawie wyników prac ETC za 2006 rok szacuje się na: 9 827 + 2 358 = 12 185 mln rubli. czyli ponad 0,5 miliarda dolarów amerykańskich.

W taryfach za przesył energii elektrycznej do DGC koszt NTPE w NVV za przesył wynosi 10–15%.

Jeżeli przyjmiemy, jak wspomniano, że ETC jest 2,3 razy niższe od NTPE, to straty z ETC z tytułu ich zapłaty na hurtowym rynku energii elektrycznej i zapłaty podatku od utraconych zysków szacowane są na 5–7% NGR do transmisji.

Wynika z tego, że przy planowanym zysku ustalonym przez organ regulacyjny DGC w wysokości 10–15% NGR, za rok straty z tytułu ETC wyniosą około 50% planowanego zysku DGC, co stwarza poważne trudności finansowe dla rozwoju i ponowne wyposażenie techniczne sieci elektryczne.

• Zapewnienie warunków i wymagań hurtowego i detalicznego rynku energii elektrycznej dokumenty regulacyjne W celu zapewnienia pełnej odpowiedzialności ekonomicznej i finansowej przedsiębiorstwa energetycznego za rzeczywiste straty energii elektrycznej, w tym jej opomiarowania na granicy własności bilansowej i odpowiedzialności operacyjnej, cały system opomiarowania energii elektrycznej w sieciach musi zostać przekazany pod jurysdykcję przedsiębiorstwa energetycznego z uwzględnieniem odpowiednich kosztów w taryfie za przesył energii elektrycznej, wyłączając je z narzutu sprzedażowego przedsiębiorstwa energetycznego.


• Praca ESC i ESB w zakresie kontroli, rozliczania i sprzedaży energii elektrycznej w zakresie dostępu tych kontrahentów do komercyjnego systemu księgowego powinna opierać się na warunkach umownych, które przewidują, zgodnie z art. obowiązki funkcjonalne kontrahenci na rynku energii elektrycznej, niezbędne warunki zapłaty za usługi umawiających się stron.


• Organy regulacyjne ustalające taryfy za energię elektryczną nie powinny zatwierdzać taryf przesyłowych energii elektrycznej ani dopłat do sprzedaży bez przedłożenia i zatwierdzenia ESC i ESB kompleksowe programy w celu ograniczenia rzeczywistych strat energii elektrycznej w okresie regulowanym. Ponadto, zgodnie z wymogami Federalnej Służby Taryfowej Rosji, muszą pod koniec roku monitorować realizację tych programów.

LITERATURA

1. Ustawa federalna „O elektroenergetyce” z dnia 26 marca 2003 r. nr 35-FZ.

2. Dekret Rządu Federacji Rosyjskiej z dnia 27 grudnia 2004 r. nr 861 (zmieniony dekretem Rządu Federacji Rosyjskiej z dnia 21 marca 2007 r. nr 168).

3. Regulamin organizacji w Ministerstwie Przemysłu i Energii Federacja Rosyjska prace nad zatwierdzaniem norm strat technologicznych energii elektrycznej podczas jej przesyłania sieciami elektroenergetycznymi oraz trybu obliczania i uzasadniania norm strat technologicznych. Zatwierdzone rozporządzeniem Ministerstwa Przemysłu i Energii Rosji z dnia 04.10.2005. Nr 267, rej. Nr 7122 Ministerstwa Sprawiedliwości Rosji z dnia 28 października 2005 r.

4 Worotnicki V.E. Kalinkina M.A. Komkov E.V. Pyatigor V.I. Ograniczanie strat energii elektrycznej w sieciach elektrycznych. Dynamika, struktura, metody analizy i miary // ESCO, dziennik elektroniczny Firma Systemy Ekologiczne. – 2005. – nr 5.

5. Vorotnitsky V.E. Racjonowanie i redukcja strat energii elektrycznej w sieciach elektrycznych: wyniki, problemy, rozwiązania // Energoexpert. – 2007. – nr 3. – s. 10–19.

6. Żeleżko Yu.S. Artemyev A.V. Sawczenko O.V. Obliczanie, analiza i regulacja strat energii elektrycznej w sieciach elektrycznych. – M. NC ENAS, 2003. – 280 s.

7. Ovseychuk V.A. Dvornikov N.I. Kalinkina M.A. Metodologia rozliczania zużycia energii elektrycznej na jej przesył (straty) w sieciach elektrycznych, gdy regulacja taryfowa/ Pod redakcją generalną G.P. Kutowogo. – M. IPKgossluzhby, 2006. –186 s.

8. Ovseychuk V.A. Dvornikov N.I. Kalinkina M.A. Kiselev P.V. Regulacja taryfowa. Funkcje rozliczania strat energii elektrycznej // Wiadomości z elektrotechniki. – 2004 r. – nr 6 (30). – s. 68–71.

9. Ovseychuk V.A. Cechy metodologiczne obliczania zużycia (strat) energii elektrycznej na jej przesył w sieciach elektrycznych w ramach regulacji taryfowych w warunkach kształtowania się stosunków rynkowych. Ekonomika, inwestycje i rynki w elektroenergetyce // Sprawozdania z rocznicowej konferencji naukowo-praktycznej poświęconej 55-leciu służby IPKstate. T. 2. – M. IPKgossluzhby, 2007. – s. 203–218.

10. Wytyczne w sprawie kalkulacji regulowanych taryf i cen energii elektrycznej (cieplnej) na rynku detalicznym (konsumenckim) / Zarządzenie Federalnej Służby Taryfowej Rosji z dnia 06.08.2004 nr 20-E/2.

11. Podstawy ustalania cen energii elektrycznej i cieplnej w Federacji Rosyjskiej (Uchwała Rządu Federacji Rosyjskiej z dnia 26 lutego 2004 r. nr 109).

12. Wyniki działalności produkcyjnej. Przesył i dystrybucja energii elektrycznej. – [2006/112.htm]

13. Sprawozdanie z wyników działalności w roku 2006 i zadań średnioterminowych // Biuletyn Służba federalna zgodnie z taryfami Federacji Rosyjskiej. – nr 16 (246).

Wiedząc, że udział każdego wskaźnika w całkowitej wielkości produkcji, możemy obliczyć same wskaźniki:

1) – ciężar właściwy wolumenu dostawy użytecznej energii cieplnej na rok 2013.

2) tys. Gcal – zużycie energii cieplnej dla własne potrzeby zaopatrzenie organizacji w ciepło na rok 2013.

3)tys. Gcal – straty w sieciach za 2013 rok.

4) tys Gcal to wielkość produkcji energii cieplnej w roku 2013.

Wskaźniki dla okresu planistycznego obliczane są według tej samej zasady; uzyskane dane przedstawiono w tabeli 1.

Tabela 1

Wielkość produkcji energii cieplnej

Struktura użytecznego zaopatrzenia w energię cieplną

Wolumen ciepła w sieci w planowanym roku 2015 wzrósł o 0,60% – wynika to ze zmian w strukturze podaży użytecznej energii cieplnej. Ze względu na wzrost liczby ludności w mieście i, w związku z tym, budowę nowych domów. Jednocześnie zmniejszył się udział energii cieplnej dostarczanej na potrzeby pozostałych odbiorców.

1. Planowanie zapotrzebowania na zasoby materiałowe

Podstawą udanego procesu produkcyjnego jest jego terminowe i systematyczne zaopatrzenie w bazę materiałowo-techniczną. Braki w dostawie materiałów mogą skutkować niepożądanymi konsekwencjami, w tym niedotrzymaniem terminów kontraktowych i naliczeniem kar.

Do głównych zadań planowania materiałowego zalicza się:

1) ciągłe i terminowe udostępnianie jednostek produkcyjnych;

2) przestrzeganie norm zużycia materiałów;

3) kontrola oszczędności w wydatkach zasobów rzeczowych i technicznych.