Потери тсо что это

VI. Порядок определения потерь в электрических сетях и оплаты этих потерь (п.п. 50 — 55(1))

50. Размер фактических потерь электрической энергии в электрических сетях определяется как разница между объемом электрической энергии, переданной в электрическую сеть из других сетей или от производителей электрической энергии, и объемом электрической энергии, которая поставлена по договорам энергоснабжения (купли-продажи (поставки) электрической энергии (мощности) и потреблена энергопринимающими устройствами, присоединенными к данной электрической сети, а также объемом электрической энергии, которая передана в электрические сети других сетевых организаций.

В отношении потребителя, энергопринимающее оборудование которого присоединено к объектам электросетевого хозяйства, с использованием которых указанный потребитель оказывает услуги по передаче электрической энергии, размер фактических потерь электрической энергии, возникающих на таких объектах электросетевого хозяйства (V_(факт)), определяется по формуле:

(абзац введен Постановлением Правительства РФ от 07.07.2017 N 810)

(абзац введен Постановлением Правительства РФ от 07.07.2017 N 810)

(абзац введен Постановлением Правительства РФ от 07.07.2017 N 810)

V_(отп) — объем отпуска электрической энергии из электрических сетей потребителя электрической энергии, осуществляющего деятельность по оказанию услуг по передаче электрической энергии, в энергопринимающие устройства (объекты электросетевого хозяйства) смежных субъектов электроэнергетики;

(абзац введен Постановлением Правительства РФ от 07.07.2017 N 810)

N — величина технологического расхода (потерь) электрической энергии (уровень потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям), которая рассчитана в процентах от объема отпуска электрической энергии в электрическую сеть потребителя электрической энергии, осуществляющего деятельность по оказанию услуг по передаче электрической энергии, как сетевой организации и учтена исполнительным органом субъекта Российской Федерации в области государственного регулирования тарифов при установлении единых (котловых) тарифов.

(абзац введен Постановлением Правительства РФ от 07.07.2017 N 810; в ред. Постановления Правительства РФ от 30.12.2022 N 2556)

(см. текст в предыдущей редакции)

(п. 50 в ред. Постановления Правительства РФ от 24.05.2017 N 624)

(см. текст в предыдущей редакции)

51. Сетевые организации обязаны оплачивать стоимость электрической энергии в объеме фактических потерь электрической энергии, возникших в принадлежащих им объектах сетевого хозяйства.

(в ред. Постановления Правительства РФ от 07.07.2017 N 810)

(см. текст в предыдущей редакции)

Стоимость электрической энергии в объеме фактических потерь электрической энергии, возникших на объектах электросетевого хозяйства, входящих в единую национальную (общероссийскую) электрическую сеть и принадлежащих собственникам или иным законным владельцам, которые ограничены в соответствии с Федеральным законом «Об электроэнергетике» в осуществлении своих прав в части права заключения договоров об оказании услуг по передаче электрической энергии с использованием указанных объектов, оплачивается той организацией, которая в соответствии с договором о порядке использования таких объектов обязана приобретать электрическую энергию (мощность) для компенсации возникающих в них фактических потерь электрической энергии.

(абзац введен Постановлением Правительства РФ от 15.06.2009 N 492; в ред. Постановления Правительства РФ от 07.07.2017 N 810)

(см. текст в предыдущей редакции)

52. Потребители услуг, за исключением производителей электрической энергии, обязаны оплачивать в составе тарифа за услуги по передаче электрической энергии нормативные потери, возникающие при передаче электрической энергии по сети сетевой организацией, с которой соответствующими лицами заключен договор.

(в ред. Постановлений Правительства РФ от 15.06.2009 N 492, от 07.07.2017 N 810)

(см. текст в предыдущей редакции)

Потребители услуг, опосредованно присоединенные через энергетические установки производителей электрической энергии, оплачивают в составе тарифа за услуги по передаче электрической энергии нормативные потери только на объемы электрической энергии, не обеспеченные выработкой соответствующей электрической станцией.

Потребители услуг оплачивают потери электрической энергии сверх норматива в случае, если будет доказано, что потери возникли по вине этих потребителей услуг.

53. Нормативы потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям утверждаются федеральным органом исполнительной власти, осуществляющим функции по выработке и реализации государственной политики и нормативно-правовому регулированию в сфере топливно-энергетического комплекса, в соответствии с настоящими Правилами и методикой определения нормативов потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям, утверждаемой федеральным органом исполнительной власти, осуществляющим функции по выработке и реализации государственной политики и нормативно-правовому регулированию в сфере топливно-энергетического комплекса, по согласованию с федеральным органом исполнительной власти в области государственного регулирования тарифов и федеральным органом исполнительной власти, осуществляющим функции по выработке государственной политики и нормативно-правовому регулированию в сфере анализа и прогнозирования социально-экономического развития.

(п. 53 в ред. Постановления Правительства РФ от 13.11.2013 N 1019)

(см. текст в предыдущей редакции)

54. Нормативы потерь электрической энергии в электрических сетях устанавливаются в отношении совокупности линий электропередачи и иных объектов электросетевого хозяйства, принадлежащих соответствующей сетевой организации (собственнику или иному законному владельцу объектов электросетевого хозяйства, входящих в единую национальную (общероссийскую) электрическую сеть, который ограничен в соответствии с Федеральным законом «Об электроэнергетике» в осуществлении своих прав в части права заключения договоров об оказании услуг по передаче электрической энергии с использованием указанных объектов), с учетом дифференциации по уровням напряжения сетей при установлении тарифов на услуги по передаче электрической энергии.

(в ред. Постановления Правительства РФ от 15.06.2009 N 492)

(см. текст в предыдущей редакции)

54(1). Нормативы потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям территориальных сетевых организаций определяются на основе сравнительного анализа потерь с дифференциацией по уровням напряжения исходя из необходимости сокращения нормативов потерь электрической энергии к 2017 году не менее чем на 11 процентов уровня потерь электрической энергии, предусмотренного в сводном прогнозном балансе производства и поставок электрической энергии (мощности) в рамках Единой энергетической системы России по субъектам Российской Федерации на 2012 год, в соответствии с порядком, предусмотренным методикой определения нормативов потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям.

(п. 54(1) введен Постановлением Правительства РФ от 13.11.2013 N 1019)

55. Методика определения нормативов потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям предусматривает снижение нормативов потерь электрической энергии к 2017 году не менее чем на 11 процентов уровня потерь электрической энергии, предусмотренного в сводном прогнозном балансе производства и поставок электрической энергии (мощности) в рамках Единой энергетической системы России по субъектам Российской Федерации на 2012 год, и определение нормативов указанных потерь на основе:

1) технологических потерь электрической энергии в объектах электросетевого хозяйства, обусловленных физическими процессами, происходящими при передаче электрической энергии, с учетом технических характеристик линий электропередачи, силовых трансформаторов и иных объектов электросетевого хозяйства, определяющих величину переменных потерь в соответствии с технологией передачи и преобразования электрической энергии, условно-постоянных потерь для линий электропередачи, силовых трансформаторов и иных объектов электросетевого хозяйства;

2) сравнительного анализа потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям территориальных сетевых организаций с дифференциацией по уровням напряжения.

(п. 55 в ред. Постановления Правительства РФ от 13.11.2013 N 1019)

(см. текст в предыдущей редакции)

55(1). Стоимость потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям, указанным в пункте 164 Правил оптового рынка электрической энергии и мощности, определяется как произведение объема фактического отпуска электрической энергии из электрических сетей, указанных в пункте 164 Правил оптового рынка электрической энергии и мощности, в течение расчетного периода в отношении потребителя услуг по передаче электрической энергии, норматива потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям единой национальной (общероссийской) электрической сети и ставки тарифа на услуги по передаче электрической энергии, используемой для целей определения расходов на оплату нормативных потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям, указанным в пункте 164 Правил оптового рынка электрической энергии и мощности, определяемой в соответствии с Основами ценообразования в области регулируемых цен (тарифов) в электроэнергетике.

(в ред. Постановлений Правительства РФ от 14.03.2017 N 290, от 08.06.2023 N 948)

(см. текст в предыдущей редакции)

В случае если центр питания (распределительное устройство подстанции, входящей в состав объектов электросетевого хозяйства, предусмотренных пунктом 164 Правил оптового рынка электрической энергии и мощности, или распределительное устройство электрической станции, соединенное с линиями электропередачи, входящими в состав объектов электросетевого хозяйства, указанных в пункте 164 Правил оптового рынка электрической энергии и мощности) (далее — центр питания) и энергопринимающие устройства (объекты электросетевого хозяйства) потребителя услуг по передаче электрической энергии, присоединенные к таким центрам питания, расположены в разных субъектах Российской Федерации, при определении стоимости потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям, указанным в пункте 164 Правил оптового рынка электрической энергии и мощности, используется норматив потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям единой национальной (общероссийской) электрической сети для соответствующего уровня напряжения в отношении субъекта Российской Федерации, в котором расположен центр питания.

(абзац введен Постановлением Правительства РФ от 14.03.2017 N 290; в ред. Постановления Правительства РФ от 08.06.2023 N 948)

(см. текст в предыдущей редакции)

Фактический отпуск электрической энергии из электрических сетей, указанных в пункте 164 Правил оптового рынка электрической энергии и мощности, потребителю услуг по передаче электрической энергии в течение расчетного периода для целей настоящего пункта определяется как разность между объемами перетоков электрической энергии от центров питания в сеть потребителя услуг по передаче электрической энергии и объемами перетоков из сети потребителя услуг по передаче электрической энергии в электрические сети, указанные в пункте 164 Правил оптового рынка электрической энергии и мощности, по каждому субъекту Российской Федерации и уровню напряжения.

(абзац введен Постановлением Правительства РФ от 14.03.2017 N 290; в ред. Постановления Правительства РФ от 08.06.2023 N 948)

(см. текст в предыдущей редакции)

В случае если фактический отпуск электрической энергии из электрических сетей, указанных в пункте 164 Правил оптового рынка электрической энергии и мощности, в сеть потребителя услуг по передаче электрической энергии осуществляется от нескольких центров питания, расположенных в разных субъектах Российской Федерации, при определении фактического отпуска электрической энергии из электрических сетей, указанных в пункте 164 Правил оптового рынка электрической энергии и мощности, в сеть потребителя услуг по передаче электрической энергии суммарный объем перетока электрической энергии из сети потребителя услуг по передаче электрической энергии в электрические сети, указанные в пункте 164 Правил оптового рынка электрической энергии и мощности, вычитается из объемов перетоков электрической энергии от центров питания в сеть потребителя услуг по передаче электрической энергии пропорционально объемам перетоков электрической энергии от центров питания в сеть потребителя услуг по передаче электрической энергии по каждому субъекту Российской Федерации и уровню напряжения.

(абзац введен Постановлением Правительства РФ от 14.03.2017 N 290; в ред. Постановления Правительства РФ от 08.06.2023 N 948)

(см. текст в предыдущей редакции)

В случае если объем фактического отпуска электрической энергии из электрических сетей, указанных в пункте 164 Правил оптового рынка электрической энергии и мощности, потребителю услуг по передаче электрической энергии на одном уровне напряжения имеет положительное значение, а на другом уровне напряжения — отрицательное значение, определяется общий суммарный объем фактического отпуска электрической энергии из электрических сетей, указанных в пункте 164 Правил оптового рынка электрической энергии и мощности.

(абзац введен Постановлением Правительства РФ от 14.03.2017 N 290; в ред. Постановления Правительства РФ от 08.06.2023 N 948)

(см. текст в предыдущей редакции)

В случае положительного значения суммарного объема фактического отпуска электрической энергии из электрических сетей, указанных в пункте 164 Правил оптового рынка электрической энергии и мощности, применяется норматив потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям единой национальной (общероссийской) электрической сети по соответствующему уровню напряжения того субъекта Российской Федерации, с территории которого фактический отпуск электрической энергии из электрических сетей, указанных в пункте 164 Правил оптового рынка электрической энергии и мощности, потребителю услуг по передаче электрической энергии имеет положительное значение.

(абзац введен Постановлением Правительства РФ от 14.03.2017 N 290; в ред. Постановления Правительства РФ от 08.06.2023 N 948)

(см. текст в предыдущей редакции)

Стоимость потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям для территориальных сетевых организаций при применении двухставочного варианта тарифа определяется как произведение объема фактического отпуска электрической энергии потребителям в течение расчетного периода и ставки на оплату нормативных потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям для территориальных сетевых организаций на соответствующем уровне напряжения.

(в ред. Постановления Правительства РФ от 14.03.2017 N 290)

(см. текст в предыдущей редакции)

(п. 55(1) введен Постановлением Правительства РФ от 31.07.2014 N 750)

Приказ Министерства энергетики РФ от 7 августа 2014 г. N 506 «Об утверждении Методики определения нормативов потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям» (с изменениями и дополнениями)

В соответствии с пунктом 2 постановления Правительства Российской Федерации от 13 ноября 2013 г. N 1019 «О внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации в целях изменения порядка нормирования потерь электрической энергии на основе сравнительного анализа» (Собрание законодательства Российской Федерации, 2013, N 47, ст. 6105) приказываю:

Утвердить прилагаемую Методику определения нормативов потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям.

Зарегистрировано в Минюсте РФ 17 сентября 2014 г.
Регистрационный N 34075

Методика определения нормативов потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям

С изменениями и дополнениями от:

31 августа 2016 г.

I. Общие положения

1. Настоящая Методика разработана в соответствии с пунктом 2 постановления Правительства Российской Федерации от 13 ноября 2013 г. N 1019 «О внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации в целях изменения порядка нормирования потерь электрической энергии на основе сравнительного анализа» (Собрание законодательства Российской Федерации, 2013, N 47, ст. 6105) и устанавливает порядок определения нормативов потерь электрической энергии при ее передаче:

по единой национальной (общероссийской) электрической сети (далее — ЕНЭС) на основе технологических потерь электрической энергии в объектах электросетевого хозяйства, обусловленных физическими процессами, происходящими при передаче электрической энергии, с учетом технических характеристик линий электропередачи и иных объектов электросетевого хозяйства, определяющих величину переменных потерь в соответствии с технологией передачи и преобразования электрической энергии, условно-постоянных потерь для линий электропередачи, силовых трансформаторов и иных объектов электросетевого хозяйства (далее — технологические потери электрической энергии);

по электрическим сетям территориальных сетевых организаций на основе сравнительного анализа потерь электрической энергии.

II. Определение нормативов потерь электрической энергии при ее передаче по единой национальной (общероссийской) электрической сети

2. Нормативы потерь электрической энергии при ее передаче по ЕНЭС на основе технологических потерь электрической энергии определяются как в целом по ЕНЭС, так и с дифференциацией по уровням напряжения (приложение N 1 к настоящей Методике):

330 кВ и выше — по филиалам организации по управлению ЕНЭС — магистральным электрическим сетям (далее — МЭС);

220 кВ и ниже — по субъектам Российской Федерации, в которых организация по управлению ЕНЭС оказывает услуги по передаче электрической энергии.

3. Технологические потери электрической энергии рассчитываются на основании данных за отчетный период, равный календарному году, предшествующему году, в котором утверждены нормативы потерь (далее — базовый год), в объектах электросетевого хозяйства, принадлежащих организации по управлению ЕНЭС на праве собственности или на ином законном основании, с использованием которых такая организация оказывает услуги по передаче электрической энергии по ЕНЭС, в соответствии с Инструкцией по организации в Министерстве энергетики Российской Федерации работы по расчету и обоснованию нормативов технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям, утвержденной приказом Минэнерго России от 30 декабря 2008 г. N 326 (зарегистрирован Минюстом России 12 февраля 2009 г., регистрационный N 13314), с изменениями, внесенными приказом Минэнерго России от 1 февраля 2010 г. N 36 (зарегистрирован Минюстом России 27 февраля 2010 г., регистрационный N 16520) (далее — Инструкция).

4. Норматив потерь электрической энергии при ее передаче по ЕНЭС по уровню напряжения 330 кВ и выше по j-му МЭС на регулируемый период определяется по формуле:

— технологические потери электрической энергии на уровне напряжения 330 кВ и выше пo j-му МЭС за базовый год, тыс. кВт-ч;

— суммарный отпуск электрической энергии из сети 330 кВ и выше по j-му МЭС за базовый год, тыс. кВт-ч.

5. Норматив потерь электрической энергии при ее передаче по ЕНЭС по уровню напряжения 220 кВ и ниже по i-му субъекту Российской Федерации, в котором организация по управлению ЕНЭС оказывает услуги по передаче электрической энергии, на регулируемый период определяется по формуле:

— суммарный отпуск электрической энергии из сети 220 кВ и ниже в i-м субъекте Российской Федерации за базовый год, тыс. кВт-ч;

— технологические потери электрической энергии на уровне напряжения 220 кВ и ниже в i-м субъекте Российской Федерации за базовый год, тыс. кВт-ч;

— технологические потери электрической энергии на уровне напряжения 330 кВ и выше за базовый год отнесенные на уровень напряжения 220 кВ и ниже в i-м субъекте Российской Федерации (тыс. кВт-ч), определяемые по формуле:

— суммарный отпуск электрической энергии из сети 330 кВ и выше потребителям услуг по передаче электрической энергии на уровне напряжения 330 кВ и выше, в том числе потребителям услуг по передаче электрической энергии, непосредственно подключенным к шинам подстанций 330 кВ и выше и 220 кВ и ниже, по j-му МЭС за базовый год, тыс. кВт-ч;

— суммарный отпуск электрической энергии из сети 220 кВ и ниже по j-му МЭС за базовый год, тыс. кВт-ч.

6. Норматив потерь электрической энергии при ее передаче в целом по ЕНЭС на регулируемый период определяется по формуле:

— суммарный отпуск электрической энергии из сети ЕНЭС за базовый год (тыс. кВт-ч), определяемый по формуле:

— технологические потери электрической энергии в ЕНЭС за базовый год (тыс. кВт-ч), определяемые по формуле:

m — количество субъектов Российской Федерации.

III. Определение нормативов потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям территориальных сетевых организаций

7. Сравнительный анализ потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям территориальных сетевых организаций (далее — сравнительный анализ) проводится в отношении технологических потерь электрической энергии.

8. Технологические потери электрической энергии рассчитываются за базовый год в объектах электросетевого хозяйства, принадлежащих территориальным сетевым организациям на праве собственности или на ином законном основании, с использованием которых такие организации оказывают услуги по передаче электрической энергии, в соответствии с Инструкцией.

9. Нормативы потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям территориальных сетевых организаций на основе сравнительного анализа определяются по следующим уровням напряжения:

высокое напряжение (ВН) — 110 кВ и выше, за исключением объектов электросетевого хозяйства и (или) их части, переданных в аренду организацией по управлению ЕНЭС территориальным сетевым организациям;

среднее первое напряжение (СН1) — 35 кВ:

среднее второе напряжение (СН2) — 20-1 кВ;

низкое напряжение (НН) — ниже 1 кВ.

Информация об изменениях:

Приказом Минэнерго России от 31 августа 2016 г. N 875 в пункт 10 внесены изменения

10. Для проведения сравнительного анализа формируется выборка из состава территориальных сетевых организаций, объем потерь электрической энергии в электрических сетях которых составляет не менее 90% от суммарного объема потерь электрической энергии в территориальных распределительных сетях за базовый год.

Сравнительный анализ проводится на основе информации о территориальных сетевых организациях за базовый год по соответствующему уровню напряжения, в том числе:

о структуре баланса электрической энергии по уровням напряжения;

о структуре технологических потерь электрической энергии;

о протяженности воздушных и кабельных линий электропередачи в одноцепном выражении, с использованием которых территориальная сетевая организация оказывает услуги по передаче электрической энергии;

о количестве и номинальной мощности силовых трансформаторов, с использованием которых территориальная сетевая организация оказывает услуги по передаче электрической энергии.

Информация об изменениях:

Приказом Минэнерго России от 31 августа 2016 г. N 875 пункт 11 изложен в новой редакции

11. В выборку включаются территориальные сетевые организации, для которых по соответствующему уровню напряжения технологические потери электрической энергии в процентах от отпуска электрической энергии в электрическую сеть, в том числе нагрузочные и условно-постоянные потери (далее — относительные потери) не превышают предельных уровней потерь электрической энергии, определяемых по формуле:

l — индекс, обозначающий технологические, нагрузочные, условно-постоянные потери электрической энергии;

— предельный уровень потерь электрической энергии l, %;

— средняя арифметическая величина относительных потерь электрической энергии l, %;

— стандартное отклонение, определяемое по формуле:

n — количество территориальных сетевых организаций на соответствующем уровне напряжения, шт.;

— относительные потери электрической энергии l территориальной сетевой организации j, %.

Информация об изменениях:

Приказом Минэнерго России от 31 августа 2016 г. N 875 пункт 12 изложен в новой редакции

12. По уровням напряжения ВН и СН1 территориальные сетевые организации, вошедшие в выборку, распределяются на четыре группы в зависимости от соотношения величины отпуска электрической энергии в электрическую сеть и суммарной протяженности воздушных и кабельных линий электропередачи в одноцепном выражении, а также в зависимости от соотношения величины отпуска электрической энергии в электрическую сеть и суммы номинальных мощностей силовых трансформаторов (приложение N 2 к настоящей Методике).

По уровню напряжения СН2 территориальные сетевые организации, вошедшие в выборку, распределяются на четыре группы в зависимости от доли протяженности воздушных линий электропередачи в одноцепном выражении в суммарной протяженности воздушных и кабельных линий электропередачи в одноцепном выражении, а также в зависимости от соотношения величины отпуска электрической энергии в электрическую сеть и суммы номинальных мощностей силовых трансформаторов (приложение N 2 к настоящей Методике).

По уровню напряжения НН территориальные сетевые организации, вошедшие в выборку, распределяются на две группы в зависимости от доли протяженности воздушных линий электропередачи в одноцепном выражении в суммарной протяженности воздушных и кабельных линий электропередачи в одноцепном выражении (приложение N 2 к настоящей Методике).

Информация об изменениях:

Приказом Минэнерго России от 31 августа 2016 г. N 875 пункт 13 изложен в новой редакции

13. Норматив потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям территориальных сетевых организаций () определяется для каждой группы территориальных сетевых организаций, вошедших в выборку, по следующей формуле:

— средняя арифметическая величина относительных потерь электрической энергии для каждой группы территориальных сетевых организаций на соответствующем уровне напряжения за базовый год, %;

— стандартное отклонение, определяемое по формуле (8), применяемой к относительным потерям электрической энергии для каждой группы территориальных сетевых организаций на соответствующем уровне напряжения, %.

Значения относительных потерь электрической энергии, используемых для расчета нормативов потерь электрической энергии по уровням напряжения ВН, СН1 и СН2, не могут превышать предельные значения величин условно-постоянных потерь электрической энергии на холостой ход силовых трансформаторов, с использованием которых территориальная сетевая организация оказывает услуги по передаче электрической энергии по соответствующему уровню напряжения () определяемым по формуле:

— расчетная величина потерь мощности холостого хода силовых трансформаторов соответствующая средней арифметической величине мощности силовых трансформаторов группы , с номинальной мощностью к, определяемая в соответствии с приложением N 3 к настоящей Методике, ;

— число силовых трансформаторов в группе с номинальной мощностью k.

Величина значения относительных потерь электрической энергии, используемых для расчета нормативов потерь электрической энергии по уровню напряжения НН, не могут превышать 15% от отпуска электрической энергии в электрическую сеть.

Информация об изменениях:

Приказом Минэнерго России от 31 августа 2016 г. N 875 пункт 14 изложен в новой редакции

14. Для территориальных сетевых организаций, которые не используют линии электропередачи для оказания услуг по передаче электрической энергии по уровням напряжения ВН и СН1, применяются нормативы потерь, предусмотренные по уровням напряжения для групп территориальных сетевых организаций с большим значением соотношения величины отпуска электрической энергии в электрическую сеть и суммарной протяженности воздушных и кабельных линий электропередачи в одноцепном выражении.

Для территориальных сетевых организаций, которые не используют линии электропередачи для оказания услуг по передаче электрической энергии по уровню напряжения СН2, применяются нормативы потерь, предусмотренные по уровням напряжения для групп территориальных сетевых организаций с меньшим значением доли протяженности воздушных линий электропередачи в одноцепном выражении в суммарной протяженности воздушных и кабельных линий электропередачи в одноцепном выражении.

Для территориальных сетевых организаций, которые не используют трансформаторы для оказания услуг по передаче электрической энергии по уровням напряжения ВН, СН1 и СН2, с целью определения величины потерь электрической энергии применяются нормативы потерь, предусмотренные по уровням напряжения для групп территориальных сетевых организаций с большим значением соотношения величины отпуска электрической энергии в электрическую сеть и суммы номинальных мощностей силовых трансформаторов.

Приложение N 1
к Методике
(рекомендуемый образец)

Нормативы потерь электрической энергии при ее передаче по ЕНЭС для организации по управлению ЕНЭС на регулируемый период ___________________________

Наименование филиала организации по управлению ЕНЭС — магистральных электрических сетей

Наименование субъекта Российской Федерации, в котором организация по управлению ЕНЭС оказывает услуги по передаче электрической энергии

Суммарный отпуск электрической энергии из сети,

Норматив потерь электрической энергии при ее передаче по ЕНЭС по уровню напряжения «330 кВ и выше», % от суммарного отпуска электрической энергии из сети «330 кВ и выше»

Норматив потерь электрической энергии при ее передаче по ЕНЭС по уровню напряжения «220 кВ и ниже», % от суммарного отпуска электрической энергии из сети «220 кВ и ниже»

3 вида потерь теплоснабжающих организаций

Потери, которые несут теплоснабжающие организации (ТСО) при доставке ресурса потребителям, – это один из главных показателей того, насколько эффективно работает компания. Они могут происходить на каждом этапе подготовки и доставки ресурса к конечному потребителю, однако в идеале они должны стремиться к максимально возможному минимуму. Повышение этого показателя сигнализирует о том, что количество проблем растет, а значит, они требуют незамедлительного решения.

Нормативно-правовое регулирование в нашей стране старается учесть коммерческие и технологические издержки компаний и выработать наиболее эффективное и выгодное взаимодействие ТСО со своими клиентами, чтобы оплаты могли возместить потерянные ресурсы, но в реальной картине мира чаще всего это помогает лишь в малой степени. Многое зависит от управления, оборудования, эксплуатации и контроля.

В нашей статье мы постарались разложить по полочкам, с какими видами потерь может встречаться ТСО, а также акцентировать внимание на тех вещах, которые могут существенно повлиять на эффективность.

Виды потерь ТСО

Всего фиксируют три вида потерь, которые может нести теплоснабжающая организация:

Связаны с потребителем и в идеале всегда должны стремиться к нулю. На практике же все сталкивается с определенными допусками, некорректным использованием ресурсов клиентами и обычной человеческой жадностью. Можно максимально нивелировать погрешности при помощи специальных систем коммерческого учета энергоресурсов.

Напрямую связаны с физическими процессами, которые происходят во время транспортировки ресурса. Потери возникают во время движения теплоносителя по тепловым сетям, в центральных (ЦТП) или индивидуальных тепловых пунктах (ИТП), а также часто связаны с качеством используемого оборудования.

Здесь учитываются все дополнительные траты, которые необходимы для того, чтобы качество поставляемого клиентам ресурса было соответствующим всем нормам потребления. Зависит как от состояния оборудования, так и грамотного учета данных от подрядчиков.

Технологический учет тепла и теплоносителя на источнике

Технологический учет тепла и теплоносителя в тепловых сетях

Коммерческий учет тепла и теплоносителя у конечного потребителя

Коммерческий учет холодной воды для нужд ГВС

С тем, откуда берутся потери, вопросов не возникает, но чтобы максимально исключать их в работе ТСО, необходимо понимать, как они появляются в каждом конкретном случае. Рассмотрим причины возникновения потерь на разных этапах поставки ресурса потребителю.

Коммерческие потери

Погрешности в расчетах с потребителями могут быть как в положительную, так и в отрицательную сторону. Потерями они становятся тогда, когда оплата, проведенная за использованный ресурс, меньше, чем должна была составлять, учитывая реально потраченные ресурсы. Чаще всего возникают из-за хищений, махинаций со счетами, неуплаты задолженностей или неучтенных локаций. Давайте разбираться по пунктам.

Вмешательство в работу приборов учета потребителей

Когда потребитель имеет непосредственный доступ к прибору учета, он может внести искажения в его метрологически значимые параметры, чтобы итоговые счета были ниже, чем фактически потребленные ресурсы. По итогу выходит, что количество учтенного ресурса существенно меньше, чем реально поступившего клиенту. Неуплаченная сумма напрямую бьет по кошельку ТСО.

Выведение прибора учета из строя

Если вовремя не заметить, что прибор работает неисправно, можно понести весьма большие потери. Связано это также с тем, что при сломанном/отсутствующем приборе клиент платит исходя из суммы, указанной в нормативе, что может не покрывать реально затраченные организацией ресурсы. Или ситуация похожа на предыдущую, потребитель умышленно ломает прибор, когда понимает, что исходя из нормативов его оплата будет значительно меньше по сравнению с той, что он платит по счетчику. Бывают так называемые «сезонные преступления», когда клиент умышленно выводит оборудование из строя в зимние месяцы.

Теплоснабжающая организация имеет право нанять сервисную компанию, которая будет следить за исправностью прибора и своевременно приводить его в рабочее состояние, однако это не всегда возможно. Автоматизированная информационно-измерительная система может прийти в этом случае на помощь: оповестить о некорректной работе прибора и провести перерасчеты.

Искажение отчетов

В случае когда у потребителя установлен прибор без автоматизации съема показаний, клиент самостоятельно подает отчеты в организацию для расчета сумм, которые он должен оплатить компании. Нерадивые потребители занижают количество использованного ресурса, к чему это приводит – комментировать не нужно.

Отсутствие прибора учета

Да, большинство потребителей по закону «оприборены», но и такие ситуации – нередкий случай в отношениях потребителя и ресурсоснабжающей организации. В таком случае начисления производятся по нормативу, согласно договорной нагрузке. Если он занижен – ТСО теряет деньги.

В данном случае поможет только внедрение АИИС с сильной аналитической базой, которая использует математические модели на расчетно-замещающих методах. После проведения анализа объектов можно будет выбрать, где дополнительная установка ПУ будет максимально эффективна.

Нормативы на подогрев / Договорная нагрузка

Есть такие данные, на которые ТСО не может никак повлиять. Норматив на подогрев горячего водоснабжения и отопление жилых домов четко регламентирован, по факту же затраченный ресурс может превышать установленный расход в разы.

Если потребители проводят оплату по проектной нагрузке, тоже могут возникать проблемы. Проектные цифры не учитывают износ здания, а вот количество ресурса, необходимого для его снабжения, увеличивается по сравнению со стартовым значением.

Кроме того, некоторые потребители решают, что оплата будет производиться по единой ставке с дальнейшим перерасчетом, однако реально в конкретные месяцы потребления у ТСО возникают значительные потери. Баланс становится отрицательным, причем чем холоднее зима, тем пиковые потери больше.

Сдвиг дат

Оплата счетов происходит не в то же время, что и регистрация показаний. Обычно их снимают только в конце месяца, числа 25-го, после этого передают в абонентский отдел для дальнейших расчетов, а после этого только рассылают клиентам, причем когда они произведут оплаты – неизвестно. Возникает ситуация, когда задержка оплат может достигать нескольких месяцев, а фактически ресурс уже потрачен. В этом случае может помочь только сбор данных и выставление счетов день в день.

Граница балансового разграничения / Счет без учета участка сети

Это оплата счета без учета участка сети от ПУ до границы балансовой принадлежности. При возникновении потерь еще до учета счетчиком, который установлен у клиента, но при этом уже находится на территории, за которую не отвечает ТСО.

По закону такие потери должны быть выставлены в счет потребителю.

Бездоговорное потребление и умышленное хищение

Рассмотрим пример умышленного хищения. Нерадивые потребители используют «самоврезы» – приспособления, которые помогают воровать ресурс прямо из теплосети. Отследить таких «умельцев» можно только физически (ходить вдоль сетей и присматриваться – так себе вариант) или если обращать внимание на сильные расхождения в данных между узлами учета, установленными на теплосети.

Однако есть случаи, когда происходит утечка ресурсов, но потребители не преследуют какие-либо корыстные цели. К примеру, дом еще не сдан, а жильцы уже живут и потребляют ресурс. Также есть схожие проблемы, но из-за других причин. Сегодня из-за кризисной ситуации появились квартиры, дома и даже целые населенные пункты, не относящиеся ни к каким ТСО, бывают просто объекты, с которыми забыли заключить договор.

И в том, и в другом случае организация теряет ресурсы и деньги

Технологические потери

Коммерческие потери невозможно измерить точно, если перед этим досконально не изучить технологические. Крайне важно иметь точный расчет таких потерь, чтобы можно было оценить коммерческую составляющую всего процесса, а также разработать план мероприятий, который позволит организации достигнуть максимальной эффективности.

Все расчеты двухкомпонентны: связаны с потерей теплоносителя и/или тепловой энергии.

Потери теплоносителя

К ним относятся как утечки непосредственно теплоносителя, например, во время аварий, так отсутствие или некорректный учет данных. Важно понимать, что здесь за приборы учета полностью отвечает ТСО, казалось бы, неисправность отследить легче, но, к сожалению, человеческий фактор может сыграть свою роль, сотрудники не успевают собрать данные или допускают ошибки при сборе. Поэтому единственное решение, которое поможет вовремя выявить и локализовать такой вид потерь – установка автоматизированной информационно-измерительной системы (АИИС), чтобы учитывать данные на объектах, своевременно реагировать на нештатные ситуации, а также вовремя выявлять достоверность измерений приборов.

Потери тепловой энергии

Как и в случае с теплоносителем, здесь нередко случаются потери в случае аварий и некорректного учета данных. Однако потери тепловой энергии также могут возникать из-за других причин:

1. Качество работы сетей и оборудования при транспортировке

ТСО всегда несет потери из-за банального остывания теплоносителя во время транспортировки ресурса до потребителя, причем имеет значение как длина магистрали, так и изоляция сети. Если на первый фактор повлиять практически невозможно, то износ теплосетей, а соответственно ухудшение изоляционных качеств теплопроводов, приводит к большей потери тепловой энергии в момент транспортировки, поэтому приходится увеличивать мощность, т. е. затрачивать больше энергии для достижения результата, который ранее достигался меньшими усилиями. Решение все то же – АИИС, однако нужно обращать внимание, чтобы система позволяла с точностью вычислить участок сети, на котором ваша организация несет потери.

1. Несоблюдение режима

Без привязки температуры наружного воздуха к ресурсу, который поступает на объект, нередки случаи перетопов. Это значит, что организация тратит ценный ресурс впустую, а потребитель не использует в полной мере то, что она ему предлагает.

1. Качество работы тепловых пунктов

Обменные пункты тепловой энергии на ЦТП и ИТП могут работать некорректно, поэтому на этих участках могут происходить потери тепловой энергии. Только своевременный учет данных на этих объектах может показать реальную картину потерь.

Косвенные потери

Затраты, которые уходят на оплату электроэнергии, воды и топливного ресурса. Необходимые потери для того, чтобы поставлять потребителям ресурс соответствующего качества. Из чего же складываются данные потери.

Перерасход средств на электроэнергию

Потребление электроэнергии полностью зависит от циркуляции теплоносителя по теплосетям. Износ и использование устаревших моделей насосов без частотного регулирования приводит к тому, что для циркуляции теплоносителя требуется затрачивать мощности больше, поэтому потребление ресурса становится значительно выше. Своевременная замена решит эту проблему, но для этого надо вовремя реагировать на изменения и оценивать качество работы системы.

Учет холодной воды

Расчет с водоканалом может происходить по завышенным нормативам, а на самом деле ресурса потребляется значительно меньше. Тщательный подсчет количества поступаемой холодной воды при помощи приборов учета поможет максимально оптимизировать траты на данный ресурс.

Учет топливного ресурса

Неважно, что вы используете – газ, уголь, мазут, учет количества ресурса, которые вы затрачиваете на подготовку теплоносителя, несет не последнее значение для денег, которые затрачивает на подготовку ресурса ваша организация. Фиксация затраченного ресурса, поможет увидеть, насколько цифры отклоняются от нормативов.

Выхода нет… Или есть?

Как мы уже упоминали в статье, использование АИИС поможет упростить поиск различных потерь и минимизировать их количество. Однако будьте внимательны, выбранное вами решение должно помогать учитывать все виды потерь. Даже если сегодня вы считаете, что самый большой урон вам наносят коммерческие махинации, то, возможно, в будущем, вам придется нивелировать потери совершенно другого вида. Тем более, что расчет коммерческих потерь напрямую зависит от точности технологических вычислений.

Обращайте внимание на то, чтобы решение не только поддерживало учет всех видов потерь, но и обладало большим количеством аналитических инструментов. В этом случае ваши стратегии будут строиться на максимально точных данных и прогнозах, а отношения с вашими потребителями станут действительно «оптимально теплыми».

Что такое предбиллинг в теплосбытовой компании

Предбиллинг – это предварительная подготовка данных с приборов учета для дальнейшей передачи в биллинговую систему. Терминология позаимствована у мобильных операторов, которые первыми столкнулись с необходимостью внедрения подобной технологии.

Более простыми словами:

• Предбиллинг – это учет потребления тепла в натуральном выражении: считаются израсходованные гигакалории (Гкал) и кубы (м³). Если провести аналогию с мобильной связью – это то, сколько минут наговорил абонент.
• Биллинг – это учет потребления в денежном выражении, применение тарифа, то есть перевод Гкал и м³ в деньги, так же, как в мобильной связи минут в рубли.

В чем заключается предбиллинг

Подготовка данных в рамках предбиллинга предполагает:

• проверку их достоверности;
• выявление случаев, предполагающих выполнение досчетов и перерасчетов;
• определение способа (формул) и выполнение досчетов и перерасчетов;
• подготовка данных в заданном формате для передачи в биллинговую систему.

Теплосбытовая компания ежемесячно обрабатывает посуточные и почасовые ведомости показаний узлов учета (УУ), по которым оценивает полноту и достоверность данных, выявляет дни/часы работы УУ со сбоями, поставки некачественного ресурса, нарушения режимов поставки или потребления, фиксирует отключения.

После выполнения всех досчетов и перерасчетов достоверные данные попадают в биллинговую систему, где формируются счета на оплату услуг теплоснабжения для потребителей.

Как выполняется предбиллинг

В первую очередь нужно понять, есть ли на объекте приборы учета.

• Если приборов учета нет, начисления все равно производятся. Для разных случаев используются разные методики: для жилого фонда расчет ведется по нормативу, для нежилого – по нагрузке.
• Если приборы учета есть, данные собираются и проводится проверка их полноты и достоверности, то есть предбиллинг.

Взаиморасчеты ведутся по факту поставленного ресурса. Способы и варианты обработки данных зависят от способа появления этих данных.

Предбиллинг может выполняться:

Вручную – сбор, анализ и обработка данных производятся инспектором, готовые данные заносятся в файл и передаются в биллинг.

• Очно: потребители передают суточные ведомости, снятые с приборов учета, в сбытовый отдел тепловой компании на бумаге. Ответственное лицо принимает этот отчет и проводит поверхностный анализ. Обычно оценивается итоговая строка – сводные интеграторы: сколько часов счетчик должен был отработать, сколько отработал по факту, разницу досчитывают по средним показаниям.
• Заочно: по электронной почте в виде отчета, верифицированного электронной подписью – анализ производится аналогично. Возможен также вариант предоставления отчета в машиночитаемом формате, например, когда показания снимаются с приборов учета с помощью специального пульта.

1. Полуавтоматически

• Автоматизирован первый этап – сбор данных. Показания с приборов учета снимаются дистанционно, но их анализ производится вручную.
• Процесс автоматизирован от сбора до обработки. Анализируются только ВНР (время нормальной работы), константные значения (передаются прибором в случае выхода из строя/сбоев УУ) и серьезные сложные ситуации.

1. Автоматически

• Полная автоматизация – дистанционный сбор и максимально детализированная проверка данных на достоверность с последующим перерасчетом.
• Полная автоматизация с анализом качества – то же самое плюс анализ качества поставленного ресурса и анализ режимов потребления. Это особенно актуально для теплосбытовых компаний, которые перешли на новое тарифообразование – ценовые зоны теплоснабжения (ЦЗТ), так как за некачественную поставку предусмотрены штрафные санкции.

Когда производятся до- и перерасчеты

До- и перерасчеты производятся в отношении потребленных Гкал, а не рублей. То есть сначала выясняется, сколько фактически было потреблено тепла, а только потом потребление переводится в денежное выражение.

На практике до- и перерасчеты чаще всего осуществляются:

• в ситуациях, когда прибор учета не работал, работал некорректно, был отправлен на поверку – это можно увидеть по показаниям прибора.
• в связи с несовпадением отчетного периода с календарным месяцем, когда показания досчитываются по среднему за текущий месяц, а за предыдущий перерасчитываются по фактическим показаниям.

Приведем пример. Отчетный период – с 20-го числа одного месяца по 20-е число второго. За текущий месяц ресурс за будущие 9-11 дней будет рассчитан по среднему или по нормативу и вписан в квитанцию на оплату. А в следующем месяце за этот период будет сделан перерасчет исходя из фактического потребления.

• по какой-то причине не успели получить показания с прибора учета за весь или часть отчетного периода. В случае с автоматизированным съемом могли быть проблемы с модемом, связью, питанием на объекте и т. д., в случае с ручным: не успели или забыли снять показания с прибора или передать их в АИИС.

Методики проведения до- и перерасчетов регламентированы нормативными актами:

• Правилами коммерческого учета тепловой энергии, теплоносителя (ПП РФ № 1034 от 18.11.2013).
• Правилами предоставления коммунальных услуг собственникам и пользователям помещений в многоквартирных домах и жилых домов (ПП РФ № 354 от 06.05.2011).

Важно понимать, что АИИС и предбиллинг – это отдельные модули, но они дополняют друг друга. АИИС с функциями предбиллинга – оптимальный инструмент автоматизации до- и перерасчетов, который берет на себя всю рутинную работу с формулами и цифрами. Внедрение автоматизированного предбиллинга в отдельных случаях позволяло сократить подготовку информации для передачи в билинг с 15 до 3 дней.

Как работает предбиллинг от «Элдис»

1. Из биллинговой системы теплосбытовой компании выгружается список точек учета с датами предыдущих показаний и датами поверок. Если срок поверки вышел, прибор не допускается к коммерческому учету, показания с него не принимаются.

Так выглядит файл, сформированный для предбиллинга

• Выгруженный файл загружается в ПО «Предбиллинг», где точки учета из списка сопоставляются с точками учета в АИИС.
• По сопоставленным точкам учета данные из АИИС за требуемый период проходят проверку на достоверность по 20 методам.
• Показания с приборов учета на основе данных из АИИС досчитываются или перерасчитываются согласно встроенным алгоритмам предбиллинга.
• Полученный результат согласовывается с пользователем, он дает согласие на передачу до-/перерасчитанных данных в биллинговую систему теплосбытовой компании.
• Данные о количестве потребленной тепловой энергии за расчетный период передаются в биллинговую систему ТСО.

При внедрении предбиллинга схемы проведения до- и перерасчетов согласуются с каждым заказчиком. Помимо схемы также в индивидуальном порядке согласовываются все формулы, по которым производятся вычисления.

Делать анализ данных, досчеты и перерасчеты вручную – очень трудоемкая, кропотливая работа. В городе-миллионнике у инспектора теплосбытовой компании собирается от нескольких сотен до нескольких тысяч ведомостей за отчетный период, составляющий 30 календарных дней. Все это нужно обработать в сжатые сроки, на калькуляторе сделать перерасчеты, согласовать и выставить счета. Вероятность недосмотров и ошибок очень высока, а они чаще всего превращаются в коммерческие потери ТСО.

Пример из практики. После подключения АИИС «Элдис» с предбиллингом в компании ТГК-2 было налажено дистанционное снятие показаний с 85 % приборов учета, их анализ и передача по API в биллинг. Настроена система контроля фальсификации отчетов и достоверности жалоб на некачественный ресурс от потребителей. В результате получилось существенно разгрузить сотрудников и снизить коммерческие потери. Компания получила наглядную систему контроля режимов ТС и ГВС для приоритезации ремонтных работ. Начала переход на «безотчетный» формат взаимодействия с потребителями.

Преимущества использования АИИС с предбиллингом для ТСО и потребителей

Плюсы для ТСО:

• Отсутствие необходимости в ручном сборе данных.
• Автоматизация огромного объема ручного труда, связанного с визуальной проверкой отчетов на предмет некорректной работы УУ, нештатных ситуаций, отсутствия данных, контроля даты ввода в эксплуатацию приборов учета, поверок.
• Отсутствие необходимости выполнять сложные до- и перерасчеты начислений вручную.
• Исключение ошибок по причине человеческого фактора и сокращение времени подготовки данных для выставления счетов потребителям.
• Сокращение издержек: при ручной модели записи могут быть скорректированы в сторону уменьшения – это коммерческие потери ТСО. Чем качественнее работает предбиллинг с точки зрения анализа данных на полноту и на качество, тем меньше издержек, которые ложатся на ТСО.

Плюсы для конечных потребителей:

• Честный расчет: если поставлялся ресурс низкого качества, были отключения или ремонты – пользователь не будет платить за это время.

Например, если проводились ремонтные работы, но остатки горячей воды вытекали из крана, и счетчик тикал, в расчет это приниматься не будет, так как фактически подача ресурса в период ремонта не осуществлялась. При ручном анализе это может остаться без внимания – будет переплата.

• Исключение ошибок: при автоматическом анализе данных вероятность неверных начислений практически сводится к нулю.

Подведем итог

Многие теплосбытовые компании в России все еще используют ручной анализ пользовательских отчетов о потреблении тепла. Сотрудники обрабатывают их в режиме цейтнота в короткие сроки, отведенные на выставление счетов. Это приводит к пропуску фальсификаций, ошибкам и недосмотрам, которые превращаются в коммерческие потери ТСО или переплаты для пользователей.

Автоматизация съема показаний и внедрение предбиллинга существенно упрощают работу, исключают спорные ситуации, позволяют вводить дифференцированные тарифы для разных групп потребителей без необходимости производить сложные расчеты вручную. Переход на полную автоматизацию не просто желателен, а буквально обязателен для теплосбытовых компаний.