Сверхнормативные потери электроэнергии

Потери электроэнергии в электрических сетях неминуемы, поэтому важно чтобы они не превышали экономически обоснованного уровня. Превышение норм технологического расхода говорит о возникших проблемах. Чтобы исправить ситуацию необходимо установить причины возникновения нецелевых затрат и выбрать способы их снижения. Собранная в статье информация описывает многие аспекты этой непростой задачи.

Виды и структура потерь

Под потерями подразумевается разница между отпущенной потребителям электроэнергией и фактически поступившей к ним. Для нормирования потерь и расчетов их фактической величины, была принята следующая классификация:

  • Технологический фактор. Он напрямую зависит от характерных физических процессов, и может меняться под воздействием нагрузочной составляющей, условно-постоянных затрат, а также климатических условий.
  • Расходы, затрачиваемые на эксплуатацию вспомогательного оборудования и обеспечение необходимых условий для работы техперсонала.
  • Коммерческая составляющая. К данной категории относятся погрешности приборов учета, а также другие факторы, вызывающие недоучет электроэнергии.

Ниже представлен среднестатистический график потерь типовой электрокомпании.

Примерная структура потерь

Как видно из графика наибольшие расходы связаны с передачей по воздушным линиям (ЛЭП), это составляет около 64% от общего числа потерь. На втором месте эффект коронированния (ионизация воздуха рядом с проводами ВЛ и, как следствие, возникновение разрядных токов между ними) – 17%.

Коронный разряд на изоляторе ЛЭП

Исходя из представленного графика, можно констатировать, что наибольший процент нецелевых расходов приходится на технологический фактор.

Основные причины потерь электроэнергии

Разобравшись со структурой, перейдем к причинам, вызывающим нецелевой расход в каждой из перечисленных выше категорий. Начнем с составляющих технологического фактора:

  1. Нагрузочные потери, они возникают в ЛЭП, оборудовании и различных элементах электросетей. Такие расходы напрямую зависят от суммарной нагрузки. В данную составляющую входят:
  • Потери в ЛЭП, они напрямую связаны с силой тока. Именно поэтому при передаче электроэнергии на большие расстояния используется принцип повышения в несколько раз, что способствует пропорциональному уменьшению тока, соответственно, и затрат.
  • Расход в трансформаторах, имеющий магнитную и электрическую природу ( 1 ). В качестве примера ниже представлена таблица, в которой приводятся данные затрат на трансформаторах напряжения подстанций в сетях 10 кВ.

Потери в силовых трансформаторах подстанций

Нецелевой расход в других элементах не входит в данную категорию, ввиду сложностей таких расчетов и незначительного объема затрат. Для этого предусмотрена следующая составляющая.

  1. Категория условно-постоянных расходов. В нее входят затраты, связанные со штатной эксплуатацией электрооборудования, к таковым относятся:
  • Холостая работа силовых установок.
  • Затраты в оборудовании, обеспечивающем компенсацию реактивной нагрузки.
  • Другие виды затрат в различных устройствах, характеристики которых не зависят от нагрузки. В качестве примера можно привестисиловую изоляцию, приборы учета в сетях 0,38 кВ, змерительные трансформаторы тока, ограничители перенапряжения и т.д.

  1. Климатическая составляющая. Нецелевой расход электроэнергии может быть связан с климатическими условиями характерными для той местности, где проходят ЛЭП. В сетях 6 кВ и выше от этого зависит величина тока утечки в изоляторах. В магистралях от 110 кВ большая доля затрат приходится на коронные разряды, возникновению которых способствует влажность воздуха. Помимо этого в холодное время года для нашего климата характерно такое явление, как обледенение на проводах высоковольтных линий, а также обычных ЛЭП. Гололед на ЛЭП

Учитывая последний фактор, следует учитывать затраты электроэнергии на расплавление льда.

Расходы на поддержку работы подстанций

К данной категории отнесены затраты электрической энергии на функционирование вспомогательных устройств. Такое оборудование необходимо для нормальной эксплуатации основных узлов, отвечающих за преобразование электроэнергии и ее распределение. Фиксация затрат осуществляется приборами учета. Приведем список основных потребителей, относящихся к данной категории:

  • системы вентиляции и охлаждения трансформаторного оборудования;
  • отопление и вентиляция технологического помещения, а также внутренние осветительные приборы;
  • освещение прилегающих к подстанциям территорий;
  • зарядное оборудование АКБ;
  • оперативные цепи и системы контроля и управления;
  • системы обогрева наружного оборудования, например, модули управления воздушными выключателями;
  • различные виды компрессорного оборудования;
  • вспомогательные механизмы;
  • оборудование для ремонтных работ, аппаратура связи, а также другие приспособления.

Коммерческая составляющая

Под данными затратами подразумевается сальдо между абсолютными (фактическими) и техническими потерями. В идеале такая разница должна стремиться к нулю, но на практике это не реально. В первую очередь это связано с особенностями приборов учета отпущенной электроэнергии и электросчетчиков, установленных у конечных потребителей. Речь идет о погрешности. Существует ряд конкретных мероприятий для уменьшения потерь такого вида.

К данной составляющей также относятся ошибки в счетах, выставленных потребителю и хищения электроэнергии. В первом случае подобная ситуация может возникнуть по следующим причинам:

  • в договоре на поставку электроэнергии указана неполная или некорректная информация о потребителе;
  • неправильно указанный тариф;
  • отсутствие контроля за данными приборов учета;
  • ошибки, связанные с ранее откорректированными счетами и т.д.

Что касается хищений, то эта проблема имеет место во всех странах. Как правило, такими противозаконными действиями занимаются недобросовестные бытовые потребители. Заметим, что иногда возникают инциденты и с предприятиями, но такие случаи довольно редки, поэтому не являются определяющими. Характерно, что пик хищений приходится на холодное время года, причем в тех регионах, где имеются проблемы с теплоснабжением.

Различают три способа хищения (занижения показаний прибора учета):

  1. Механический. Под ним подразумевается соответствующее вмешательство в работу прибора. Это может быть притормаживание вращения диска путем прямого механического воздействия, изменение положения электросчетчика, путем его наклона на 45° (для той же цели). Иногда применяется более варварский способ, а именно, срываются пломбы, и производится разбалансирование механизма. Опытный специалист моментально обнаружит механическое вмешательство.
  2. Электрический. Это может быть как незаконное подключение к воздушной линии путем «наброса», метод инвестирования фазы тока нагрузки, а также использование специальных приборов для его полной или частичной компенсации. Помимо этого есть варианты с шунтированием токовой цепи прибора учета или переключение фазы и нуля.
  3. Магнитный. При данном способе к корпусу индукционного прибора учета подносится неодимовый магнит.

Магнит может воздействовать только некоторые старые модели электросчетчиков

Практически все современные приборы учета «обмануть» вышеописанными способами не удастся. Мало того, подобные попытки вмешательства могут быть зафиксированы устройством и занесены в память, что приведет к печальным последствиям.

Понятие норматива потерь

Под данным термином подразумевается установка экономически обоснованных критериев нецелевого расхода за определенный период. При нормировании учитываются все составляющие. Каждая из них тщательно анализируется отдельно. По итогу производятся вычисления с учетом фактического (абсолютного) уровня затрат за прошедший период и анализа различных возможностей, позволяющих реализовать выявленные резервы для снижения потерь. То есть, нормативы не статичны, а регулярно пересматриваются.

Под абсолютным уровнем затрат в данном случае подразумевается сальдо между переданной электроэнергией и техническими (относительными) потерями. Нормативы технологических потерь определяются путем соответствующих вычислений.

Кто платит за потери электричества?

Все зависит от определяющих критериев. Если речь идет о технологических факторах и расходах на поддержку работы сопутствующего оборудования, то оплата потерь закладывается в тарифы для потребителей.

Совсем по иному обстоит дело с коммерческой составляющей, при превышении заложенной нормы потерь, вся экономическая нагрузка считается расходами компании, осуществляющей отпуск электроэнергии потребителям.

Способы уменьшения потерь в электрических сетях

Снизить затраты можно путем оптимизации технической и коммерческой составляющей. В первом случае следует принять следующие меры:

  • Оптимизация схемы и режима работы электросети.
  • Исследование статической устойчивости и выделение мощных узлов нагрузки.
  • Снижение суммарной мощности за счет реактивной составляющей. В результате доля активной мощности увеличится, что позитивно отразится на борьбе с потерями.
  • Оптимизация нагрузки трансформаторов.
  • Модернизация оборудования.
  • Различные методы выравнивания нагрузки. Например, это можно сделать, введя многотарифную систему оплаты, в которой в часы максимальной нагрузки повышенная стоимость кВт/ч. Это позволит существенно потребление электроэнергии в определенные периоды суток, в результате фактическое напряжение не будет «проседать» ниже допустимых норм.

Уменьшить коммерческие затраты можно следующим образом:

  • регулярный поиск несанкционированных подключений;
  • создание или расширение подразделений, осуществляющих контроль;
  • проверка показаний;
  • автоматизация сбора и обработки данных.

Методика и пример расчета потерь электроэнергии

На практике применяют следующие методики для определения потерь:

  • проведение оперативных вычислений;
  • суточный критерий;
  • вычисление средних нагрузок;
  • анализ наибольших потерь передаваемой мощности в разрезе суток-часов;
  • обращение к обобщенным данным.

Полную информацию по каждой из представленных выше методик, можно найти в нормативных документах.

В завершении приведем пример вычисления затрат в силовом трансформаторе TM 630-6-0,4. Формула для расчета и ее описание приведены ниже, она подходит для большинства видов подобных устройств.

Расчет потерь в силовом трансформаторе

Для понимания процесса следует ознакомиться с основными характеристиками TM 630-6-0,4.

Параметры TM 630/6/0,4

Теперь переходим к расчету.

Итоги расчета

В таких сетях нет оборудования, в котором имели бы место потери холостого хода. Расчет нагрузочных потерь по известной схеме сети в силу указанных ранее особенностей их схем и нагрузок проводят для каждой фазы. На рис. 2.1 приведена в однолинейном исполнении схема участка сети ВЛ 0,4 кВ, питающегося от одного из ТП 10/0,4 кВ небольшого города. Одного взгляда на этот рисунок достаточно, чтобы понять, насколько трудоемкой является работа по внесению в компьютер данных о схемах всех таких линий, находящихся на балансе сетевой организации. Поэтому оценку потерь в линиях 0,4 кВ при большом их числе обычно проводят на основе упрощенных методов.

Одной из проблем расчета потерь в линиях 0,4 кВ, независимо от применяемого метода расчета, является отсутствие данных об энергии, отпущенной в каждую линию. При установке счетчиков на головных участках линий 0,4 кВ не только существенно увеличивается точность расчета технических потерь, но и решается задача выявления очагов коммерческих потерь.

Рассмотрим методы возможного определения этих данных на основе известного отпуска энергии в фидер 6–20 кВ. Из заданного отпуска энергии в фидер 6–20 кВ необходимо вычесть рассчитанные потери в фидере; энергию, отпускаемую в ТП, находящиеся на балансе потребителя (линии 0,4 кВ, питающиеся от данного ТП, также находятся на балансе потребителя); энергию, проходящую по фидеру 6–20 кВ транзитом. Остальная энергия уходит на шины 0,4 кВ ТП, принадлежащих энергоснабжающей организации.

Распределение суммарного отпуска по линиям 0,4 кВ производится на основе следующего алгоритма. В группе линий 0,4 кВ, питающихся от конкретного фидера 6–20 кВ, могут быть линии, на которых установлены счетчики (есть данные об энергии, отпущенной в линию), и линии, для которых таких данных нет.

Из суммарного отпуска энергии во все линии 0,4 кВ данного фидера необходимо вычесть энергию линий, на которых она задана, а остаток распределить по линиям с неизвестными значениями

Рис. 2.1. Схема участка сети ВЛ 0,4 кВ 58

энергии пропорционально сечениям их головных участков (другое условие придумать трудно).

Ниже изложены методы расчета потерь как основе полных схем линий 0,4 кВ, так и оценочные методы.

Расчет потерь на основе полных схем линий

Основной информацией о нагрузке линии является энергия, отпускаемая в линию с шин 0,4 кВ ТП 6–20/0,4 кВ. Как и в сетях 6–20 кВ, энергия, потребляемая в некоторых узлах сети 0,4 кВ, может быть известна. Это относится к относительно крупным (для этих сетей) потребителям – коммунально-бытовым и производственным предприятиям (водокачки, бойлерные, магазины, дома культуры, мастерские по ремонту сельскохозяйственной техники и т. п.). Аналогичная информация по бытовым абонентам может быть получена практически только по данным об оплате электроэнергии.

Оплата часто осуществляется с опозданием или, наоборот, впрок; она, как правило, не вполне соответствует фактическому потреблению энергии в расчетном периоде. Поэтому необходимо использовать какие-то допущения о распределении по узлам (и фазам) суммарной энергии (разности между отпуском электроэнергии в данную линию и суммой энергии, заданной в узлах с известным потреблением).

Нагрузки в каждом узле задают в виде трех значений (фазы А, В и С), поэтому число задаваемых нагрузок будет в три раза больше числа узлов схемы. Нагрузки узлов с известным потреблением указывают в виде значений энергии по каждой фазе – для трехфазных нагрузок в каждой фазе указывают 1/3 потребления. Для узлов с неизвестным потреблением указывают коэффициенты, пропорционально которым программа будет распределять остаток энергии.

В сетях 6–10 кВ энергия головного участка распределяется пропорционально мощностям ТП; здесь же нет параметра, хоть как-то характеризующего нагрузку каждой фазы каждого узла, поэтому задавать коэффициенты пропорциональности приходится экспертным путем. Для селитебной территории можно для каждой фазы в узле указывать, например, число присоединенных к ней квартир. Можно взять нагрузку какой-либо фазы какого-либо узла за единицу, а остальные указывать по отношению к ней. Можно распределить по 3 ∙ n точкам 100 единиц, понимая под ними процентное распределение нагрузок.

Коэффициенты во всех точках должны иметь одинаковый масштаб. Они определяют пропорциональность распределения энергии, поэтому, если их изменить в одинаковое число раз, это не повлияет на результаты расчета. Если, например, для конкретного узла задано А = 30; В = 12; С = 0, это означает, что однофазные нагрузки 59 присоединены к фазам А и В (потребители на двухфазном ответвлении), причем энергия, потребляемая от фазы А в 2,5 раза больше, чем от фазы В.

Все заданные «весовые» коэффициенты суммируются программой. Например, при трех узлах с заданными коэффициентами (заданы в виде процентного распределения нагрузок):

1-й узел: А=30; В=12; С=0;

2-й узел: А=20; В=0, С=15;

3-й узел: А=7; В=6, С=10

программа определит сумму всех коэффициентов 30 + 12 + 20 + 15 + + 7 + 6 + 10 = 100, затем определит «цену» в кВт⋅ч одной единицы, разделив распределяемую энергию на 100, и рассчитает все нагрузки в кВт⋅ч, умножив «цену» на коэффициент. Такое распределение нагрузок используется программой РАП-10-ст. Далее расчет проводится методом средних нагрузок.

Расчет потерь электроэнергии на основе измеренных максимальных потерь напряжения в линии

Так как формулы для расчета потерь мощности и потерь напряжения в линии содержат одни и те же параметры, то потери мощности и потери напряжения могут быть выражены друг через друга (см. прил. 3). Расчетная формула для относительных потерь электроэнергии имеет вид:

При наличии ЭП, потребляющих электроэнергию непосредственно с шин 0,4 кВ ТП или на незначительном расстоянии от него («беспотерьное» потребление), рассчитанное значение ∆W% применяется к электроэнергии, уменьшенной на величину такого потребления.

При расчете потерь в линии с одинаковыми проводами на всех участках коэффициент kэ/н определяют по формуле (прил. 3)

Для воздушных линий x0 ≈ 0,4 Ом/км, а r0 ≈ 28,5/Fг , где Fг – сечение провода головного участка. При этом ξ ≈ F / 71. Учитывая снижение сечения проводов по мере удаления от ТП (особенно на ответвлении, в удаленной точке которого и проводят измерения напряжения), эквивалентное значение ξ снижается. Для практических расчетов примем ξ = Fг /100. При этом формула для коэффициента kэ/н будет иметь вид:

Коэффициент kнн в формуле (2.50) определяют по формуле (П3.18, см. прил. 3). Она довольно сложна для практического применения, так как исходит из необходимости замера токов во всех фазах. Если же характеризовать отличие токов в фазах относительным значением неодинаковости нагрузок фаз δIф = (Iмакс – Iмин) / Iср и принять в качестве характерного значения δIф = 0,5 (что соответствует относительным токам в трех фазах 1,25; 1,0 и 0,75), то коэффициент kнн при одинаковом сечении нулевого и фазного проводов составит 1,13, а при сечении нулевого проводов в два раза меньшем фазного – 1,21. Для линий с различным распределением нагрузок по длине линии целесообразно применять более простую формулу (П3.19).

Недостатком метода расчета потерь мощности по измеренным потерям напряжения в линии является то, что он не учитывает потери энергии в ответвлениях. Потери напряжения до удаленной точки сети не изменяются от того, потребляется ли энергия непосредственно от какого-либо узла магистрали или проходит дальше еще и по ответвлению. Проблемой же практического использования этого метода является необходимость осуществления замеров потерь напряжения в линиях в режиме максимальной нагрузки. Такие замеры не только связаны с большими трудозатратами, но и имеют низкую достоверность. Это обусловлено необходимостью определения времени замеров, соответствующего максимуму нагрузки, и низкой точностью определения потерь напряжения как разности двух близких значений напряжения: каждое из них измерено прибором, конкретная погрешность которого в пределах диапазона, соответствующего классу точности, неизвестна. Другой проблемой является практическая невозможность проверки достоверности этих измерений на стадии экспертизы расчета. Поэтому данный метод можно считать скорее теоретическим, чем практическим, тем более для определения потерь во всех линиях 0,4 кВ, находящихся на балансе сетевой организации.

Расчет потерь на основе обобщенных данных о схемах линий

К обобщенным данным относятся: количество линий 0,4 кВ, сечение проводов их головных участков и суммарные длины магистрали, однофазных, двухфазных и трехфазных ответвлений.

Очевидно, что значение потерь зависит не только от суммарной длины участков линий, но и от особенностей их схем и распределения нагрузок по длине линий. Потери в линии, представляющей собой вытянутую магистраль, существенно отличаются от потерь в линии с такой же суммарной длиной участков, но со схемой, похожей на разветвленное дерево. Потери в линии с нагрузкой, сосредоточенной в ее конце, существенно отличаются от потерь в линии с нагрузками, распределенными по ее длине, и тем более с большой нагрузкой, сосредоточенной в ее начале.

Потери электроэнергии в линии 0,4 кВ определяют по формуле (прил. 3)

Из формулы (2.53) видно, что расчетное значение потерь существенно зависит от величины dн. Например, при dн = 0,2 значение потерь снижается до (1–0,2)2 = 0,64 от его значения при dн = 0. На рис. 2.1 к беспотерьным потребителям относятся бойлерная и клуб, получающие питание непосредственно с шин 0,4 кВ ТП. Если не указать их долю в виде dн, то расчет по формуле (2.53) соответствует ситуации равномерного распределения потребляемой ими энергии по всем остальным точкам сети, что при dн = 0,2 приводит к завышению расчетного значения потерь в 1/0,64 = 1,56 раза. В линиях с большой долей потребления энергии вблизи шин 0,4 кВ ТП это увеличение будет еще более существенным. Например, при dн = 0,7 потери окажутся завышенными в 1/0,09 = 11,1 раза и вместо реальных 5 % расчет приведет к 55,5 %. Такой результат вызывает у расчетчика представление об ошибочности метода, хотя причина заключается в ошибочности заданных исходных данных.

Под сечением провода магистрали в формуле (2.53) понимается основное сечение проводов на ее участках. Если, например, с шин трансформатора осуществлен кабельный вывод сечением 120 мм2 и длиной 20 м, а затем идет магистраль длиной 200 м, выполненная проводом сечением 35 мм2 , то следует использовать значение Fм = 35 мм2 .

При отсутствии данных о коэффициенте заполнения графика и (или) коэффициенте реактивной мощности принимают характерные для бытовых потребителей значения kз = 0,3; tgj = 0,6.

Эквивалентную длину линии определяют по формуле

Под магистралью понимается наибольшее расстояние от шин 0,4 кВ ТП 6–20/0,4 кВ до наиболее удаленного потребителя, присоединенного к трехфазной линии.

При наличии стальных или медных проводов в магистрали или ответвлениях в формулу (2.54) подставляют длины линий, определяемые по формуле

Коэффициент k0,4 при расчете потерь электроэнергии в одной линии определяют по формуле

Распределенными нагрузками можно считать потребление энергии бытовыми абонентами (населением). Его можно определить на основе отчетности о полезном отпуске электроэнергии. Долю энергии, потребляемой распределенными нагрузками, определяют по формуле

Долю энергии, потребляемой непосредственно с шин 0,4 кВ ТП или на незначительном расстоянии от него dн, можно принять равной доле энергии, потребляемой коммунальными, торговыми 63 и культурно-просветительными предприятиями (в сельской местности ТП обычно проектировались рядом с такими потребителями).

В качестве расчетного сечения магистрали для совокупности линий принимают средневзвешенное сечение, определяемое с учетом распределения общего объема энергии по линиям с различными сечениями проводов головных участков. Более правильно определять потери для групп линий с одинаковыми сечениями проводов магистрали.

Следует иметь в виду, что формула (2.53) выведена для усредненной модели линии, поэтому определенные по ней расчетные потери в конкретной линии могут отличаться (иногда существенно) от их значения, определенного при представлении линии полной схемой. Областью использования этой формулы является расчет суммарных потерь в большом числе линий. При таком расчете разнонаправленные погрешности определения потерь в отдельных линиях в значительной степени компенсируются в суммарной величине.

Р е ш е н и е. Максимальные значения активной и реактивной нагрузок составляют:

Расчетные потери электроэнергии и потери напряжения в максимум нагрузки, определенные по параметрам линии (эталон для сравнения методов), составляют:

Расчет по формуле (2.53) – по обобщенным параметрам линии – приводит к следующему результату:

Если с помощью замера напряжений в начале и конце линии получены потери напряжения, точно соответствующие действительным 14,47 % (что маловероятно), то потери энергии по формуле (2.50) составят:

Полученные результаты показывают, что для такой простой линии результаты расчетов по оценочным выражениям совпадают с результатом точного расчета. Погрешности оценки потерь электроэнергии в реальных сетях более сложных конфигураций будут определяться погрешностями допущений, принятых при выводе формул, и погрешностями измерения потерь напряжения.


СВЕРХНОРМАТИВНЫЕ ПОТЕРИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОСЛЕДСТВИЯ

В условиях реформирования электроэнергетики первоочередной задачей становится формирование новых производственно-экономических связей между субъектами отраслевого рынка, в т.ч. между создаваемыми энергопредприятиями. Так, электросетевым и энергосбытовым компаниям предстоит совместно урегулировать проблему сверхнормативных потерь. Свой вариант решения предлагает Валерий Александрович Овсейчук.

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

В связи с разделением интегрированных электроэнергетических систем складывается непростая ситуация на рынке оказания услуг по приему электроэнергии в сети, ее передаче, распределению и отпуску из сетей потребителям электросетевыми компаниями (ЭСК). Сложность заключается в том, что в соответствии с Федеральным законом «Об электроэнергетике» от 26.03.2003 № 35-ФЗ (ст. 32, п. 3) и Постановлением Правительства РФ от 27.12.2004 № 861 (в ред. Постановления Правительства РФ от 21.03.2007 № 168, р. VI, пп. 51, 52) сетевая организация по передаче электрической энергии в принадлежащих ей сетях обязана компенсировать (оплатить) все фактические потери электроэнергии в этих сетях путем их покупки на оптовом (розничном) рынке электроэнергии по цене поставщика. В составе тарифа за услуги по передаче электроэнергии потребители оплачивают величину нормативных технологических потерь электроэнергии (НТПЭ), возникающих при передаче электроэнергии по сети ЭСК, за исключением потерь, включенных в цену (тариф) поставки электроэнергии на оптовом (розничном) рынке. НТПЭ устанавливаются (утверждаются) Минпромэнерго РФ в соответствии с Методикой расчета нормативных технологических потерь электроэнергии в электрических сетях .
Практически во всех сетях региональных ЭСК фактические потери электроэнергии в 1,5 раза выше НТПЭ , поэтому ЭСК, оплачивая все фактические потери, получая в тарифе на передачу компенсацию в размере нормативных технологических потерь, терпят финансовые убытки из-за так называемых сверхнормативных потерь электроэнергии (СНПЭ).
Стоимость НТПЭ в общих затратах на передачу составляет 10– 15% в зависимости от уровня напряжения, а с учетом фактических потерь, включая сверхнормативные, не оплачиваемые потребителем потери (в основном коммерческие), указанная величина может превысить 20% .
Отсюда следует, что некорректный учет всех составляющих потерь (расходов) электроэнергии на ее передачу при подготовке тарифного дела и формировании регулирующим органом тарифной политики может иметь существенные экономические последствия для ЭСК.
Поэтому объективная оценка величины полных фактических потерь (расходов) электроэнергии на передачу, технико-экономическое обоснование составляющих структуры потерь и их позиционирование в затратах на передачу очень важны при тарифном регулировании .

СТРУКТУРА ПОТЕРЬ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

Одной из проблем, относящейся к совершенствованию нормативно-правовой и методической базы при тарифном регулировании стоимости передачи, является, казалось бы, отработанная за многие годы специфическая терминология в области структуры потерь (расходов) электроэнергии в сетях .
Терминология и определения, связанные с понятийными формулировками потерь (расходов) электроэнергии на передачу, включая структуру потерь для технического, экономического, финансового и другого управленческого анализа, еще не доведены до логического завершения, так как имеются неоднозначные толкования в различных документах.
Термины и их определения должны базироваться на практическом опыте работы и быть адекватными при использовании для решения различных управленческих задач.
Понятийная терминология и определения по потерям (расходам) электроэнергии при ее передаче в сетях разрабатывались со второй половины прошлого столетия. В конце 90-х годов и применительно к современному периоду реформирования электроэнергетики в этой области наибольший вклад внесли ученые ВНИИЭ Ю.С. Железко, Я.Т. Загорский, В.Э. Воротницкий, а также А.С. Бердин (УПИ-УГТУ) и Н.А. Броерская (ОРГРЭС). Наиболее удачная и современная терминология по структуре потерь электроэнергии дана в , где в структуре фактических потерь обозначены сверхнормативные потери (расход) электроэнергии на ее передачу и дана их укрупненная структура.
СНПЭ, как упоминалось, являются настоящим бичом ЭСК, поскольку их величина составляет более 30% от фактических потерь электроэнергии на передачу.
Анализ нормативно-правовой, методической, управленческой, статистической документации, касающейся понятийных формулировок и определений в области потерь (расходов) электроэнергии на ее передачу в электрических сетях, используемых для решения различных практических задач, позволяет сделать следующие предложения по совершенствованию упомянутой терминологии в части ее адекватности и единообразия.

1. Внести в Положение Минпромэнерго России следующие правки:
В «Общих положениях» заменить существующую формулировку понятия «Фактические (отчетные) потери электроэнергии» на формулировку, приведенную в п. 50 раздела V «Правил недискриминационного доступа к услугам по передаче электрической энергии и оказания этих услуг», поскольку документы Правительства РФ имеют более высокий нормативно-правовой статус, а именно записать:
«Фактические (отчетные) потери электроэнергии в электрических сетях – разница между объемом электрической энергии, поставленной в электрическую сеть из других сетей или производителями электрической энергии, и объемом электрической энергии, потребленной энергопринимающими устройствами, присоединенными к этой сети, а также переданной в другие сетевые организации».
В «Общих положениях» ввести понятие и дать формулировку сверхнормативных потерь (расходов) электроэнергии в электрических сетях (DWСНПЭ), например, как разницу (небаланс) между фактическими потерями электроэнергии и нормативными потерями электроэнергии (по абсолютной величине) в рассматриваемом году, определяемыми в соответствии с Порядком расчета и обоснования нормативов технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям :

DWСНПЭ.Б(р) = DWФ.Б(р) – DWНПЭ.Б(р),

где DWСНПЭ.Б(р) – сверхнормативные потери электроэнергии в базовом году (на регулируемый период); DWФ.Б(р) – фактические потери электроэнергии в базовом году (на регулируемый период); DWНПЭ.Б(р) – абсолютная величина нормативных потерь электроэнергии в базовом году (на регулируемый период).

Понятие сверхнормативных потерь электроэнергии в электрических сетях имеет право на использование в терминологии и деловом обороте. Например, в этот термин употребляется.
В «Общих положениях» полезно привести понятие и формулировку коммерческих потерь электроэнергии в электрических сетях (DWКПЭ), например, как основной составной части сверхнормативных потерь электроэнергии в электрических сетях, обусловленной:

  • сверхнормативными погрешностями измерения отпущенной в сеть и полезно отпущенной потребителям электроэнергии;
  • занижением полезного отпуска электроэнергии из-за недостатков энергосбытовой деятельности;
  • задолженностью потребителей по оплате за электроэнергию и другими недостатками в деятельности по контролю, учету и сбыту электроэнергии потребителям в электрических сетях.

Составляющие коммерческих потерь определяются экспертноаналитическим путем и уточняются по результатам проведения энергоаудита.
В «Общих положениях» и «Структуре технологических потерь» фразу:
«потери, вызванные погрешностью системы учета электроэнергии» (стр. 7, 8, 9) заменить на формулировку «потери, обусловленные нормативно допустимой погрешностью системы учета электроэнергии…»
Такая формулировка согласуется с требованием п. 55 «в» р. VI : «Методика расчета нормативных технологических потерь электроэнергии в электрических сетях должна предусматривать расчет потерь на основании:
в) нормативных потерь в средствах измерения электрической энергии….» 2. В Методические указания ФСТ России по расчету регулируемых тарифов и цен на электрическую (тепловую) энергию на розничном (потребительском) рынке внести следующие дополнения:
Таблицы параграфов 1.3, 1.4, 1.5 привести в соответствие с Положением Минпромэнерго России об организации работы по утверждению нормативов технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям и порядком расчета и обоснования нормативов технологических потерь , а именно:
В таблице п. 1.3:
строку п. 3. записать: «Потери, обусловленные нормативно допустимой погрешностью приборов системы учета электроэнергии»;
строку п. 4 записать: «Итого нормативный технологический расход электроэнергии (потери) в региональных электрических сетях»;
ввести строку п. 5 (дополнительно): «Фактические потери электроэнергии (принимаются за базовый период по отчетным данным Росстата по формам 2РЕГ, 46ЭЭ – полезный отпуск, 46ЭЭ – передача; на регулируемый период определяются расчетным путем с учетом данных таблицы п. 1.4)».
В таблице п. 1.4 «Баланс электрической энергии по сетям»:
в строке п. 2 записать: «Фактические потери электроэнергии, в т.ч.:
2.1. Нормативные потери электроэнергии
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 DWф = DWнпэ + DWснпэ расходуется на ее передачу, в результате потребителю полезно отпускается из сети электроэнергия в размере Wпо. Уравнение физического баланса электроэнергии в региональной сети: Wос = Wпо + DWф = Wпо + DWнпэ + DWснпэ, (1) где Wос, Wпо – соответственно отпуск электроэнергии в сеть и полезный отпуск электроэнергии потребителям; DWф, DWнпэ, DWснпэ – 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 (НВВпок) определяется:

где Wпо – полезный отпуск электроэнергии потребителям региона; Тпок – 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 (Wпо) с учетом НТПЭ, возникающих в электрических сетях, утвержденных Минпромэнерго России и согласованных с регулирующим органом.

где Тсод – средний тариф на содержание сетей ЭСК, установленный регулирующим органом;
Тпот – 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:

Sпер = Wпо · Тсод + DWнпэ · Тпот + DWснпэ · Тпок. (4)

НТПЭ DWнпэ, 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 Тсод и нормативных потерь в них DWнпэ по утвержденному тарифу потерь Тпот составит:

НВВпер = Wпо · Тсод + Wпо · Тпот · b = Wпо · (Тсод + Тпот · b). (7)

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 Wпо определяется исходя из:
оплаты потребителями поставки полезного отпуска электроэнергии по ее стоимости на оптовом (розничном) рынке Тпок, установленной регулирующим органом;
оплаты полезного отпуска по тарифу на содержание сетей Тсод, установленному регулирующим органом;
оплаты нормативных потерь DWнпэ, утвержденных Минпромэнерго РФ, по тарифу Тпот, установленному регулирующим органом;
оплаты услуг ЭСБ по поставке полезного отпуска Wпо по тарифу сбытовой надбавки Тэсб, установленному регулирующим органом.
С учетом изложенного можно записать:

НВВпо = Wпо · Тпок + Wпо · Тсод + Wпо · Тпот · b + Wпо · ТЭСБ, (8)

или

НВВпо = Wпо · (Тпок + Тсод + Тпот · D + ТЭСБ). (9)

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:

НВВпок + НВВпер + НВВэсб = НВВпо + DWснпэ · Тпок. (10)

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 (DWмспр).
Из рис. 2 следует, что, как упоминалось выше, при наличии СНПЭ в сетях ЭСК на регулируемый период (DWснпэр), 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 фактические 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 106 x 0,5573 = 9 826,871 x 106 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.

ВЫВОДЫ

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

Добавить комментарий

Ваш адрес email не будет опубликован. Обязательные поля помечены *