CC BY
10АЛГОРИТМЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ СТОИМОСТИ УСЛУГ РЕГИОНАЛЬНЫХ ЭНЕРГОСИСТЕМ ПО ПЕРЕДАЧЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ
КОПСЯЕВ А.П., ЗАО «ЦДР ФОРЭМ», зам.генерального директора,
ЛУКИНА Е.В., РАО «ЕЭСРоссии», главный специалист, МАКЕЕЧЕВ В. А., ООО «Газпромэнерго», начальник департамента.
В статье приведены некоторые результаты разработки проекта новой методики (методических указаний) по определению стоимости услуг региональных энергосистем по передаче электрической энергии. В основу проекта новой методики положены выводы из анализа различных методов и алгоритмов, принятых в теории и практике регулирования субъектов естественных монополий и обеспечивающих услуги производителям и потребителям по передаче и распределению электрической энергии (мощности).
Методика излагается в форме описательных алгоритмов. Подробное изложение новой методики с учетом формул и таблиц исходных данных будет представлено в последующих разработках.
ВВЕДЕНИЕ
Развитие конкурентного рынка электроэнергии (мощности) в России определяется, в первую очередь, возможностью предоставления недискриминационного доступа к услугам по передаче электроэнергии по сетям РАО «ЕЭС России» и региональных энергосистем. В связи с этим состав и стоимость таких услуг, корректность расчета стоимости, нормализация ее составляющих - все это, в конечном счете, является ключевыми задачами определения тарифа для конечных потребителей электроэнергии.
Методология расчета транспортного тарифа развивается по мере освоения простых алгоритмов учета в полном тарифе для конечного потребителя сетевой составляющей полных затрат и прибыли энергоснабжаю-щих организаций («Методические указания о порядке расчета тарифов на электрическую и тепловую энергию на потребительском рынке», 1997 г.). Последующий переход основан на введении понятия услуги за передачу электроэнергии и оценке ее стоимости («Временная Методика расчета платы за услуги по передаче электрической энергии (оказанию комплексных услуг электросетевых организаций)», 1998 г.).
В действующей в настоящее время «Методике расчета размера платы за услуги по передаче электрической энергии» 2000 года учтен ряд факторов, дополняющих экономически обоснованный (минимальный) размер платы за услуги электросетевых организаций с учетом суммы перекрестного субсидирования. Однако основополагающие принципы предоставления услуг, такие, как надежность электроснабжения и нормализация (минимизация собственных издержек электросетевых орга-
низаций) не нашли в ней свое отражение.
Направления развития методологии определения стоимости услуг на передачу электроэнергии по электрическим сетям были освещены в ряде публикаций [1-9], причем в [8] были последовательно проанализированы основные характеристики различных документов (в том числе и неосуществленных проектов).
Реальным результатом этого анализа явилось определение требований к проекту будущей методики, удовлетворяющей перечисленным в настоящей статье принципам.
По мнению ряда специалистов, в настоящее время требуется разработка нового методического документа, отражающего многосторонние требования к расчету реальной, экономически обоснованной стоимости услуг по передаче электроэнергии сетевыми (энергоснаб-жающими) организациями. Это тем более важно с позиций адекватного отражения тарифной нагрузки энергоемких потребителей, для которых выход на энергообеспечение с федерального оптового рынка электроэнергии (мощности) связан с установлением соответствующей сетевой составляющей тарифа.
ТРЕБОВАНИЯ К ПРОЕКТУ НОВОЙ МЕТОДИКИ
Сравнительный обобщенный анализ различных методик расчета размера платы за услуги электросетевых организаций, применяемых в последние годы в практике работы электроэнергетических организаций России [1-9], показал, что основными требованиями для проекта новой методики являются':
• Дифференциация постоянных сетевых затрат по уровням напряжения.
• Учет надежности как дополнительного вида услуг.
• Включение в проект нормативов эксплуатационных затрат. Нормативы стоимости обслуживания сети должны быть дифференцированы по АО-энерго с учетом параметров оборудования.
• Отнесение условно-постоянных затрат на мощность сети. Должна быть предусмотрена возможность перехода от ставки за энергию к ставке за мощность и обратно.
• Учет специфики конфигурации сети.
• Учет специфики питания отдельного (выделенного) потребителя, включая транзит энергии.
• Учет стоимости потерь энергии на передачу.
• Дифференциация потерь по уровням напряжения, включая транзит энергии.
• Включение в проект нормативов потерь. Нормативы потерь в сети должны быть дифференцированы по АО-энерго с учетом параметров оборудования.
1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ МЕТОДИКИ2
1.1. Настоящая методика расчета платы (тарифа) за услуги по передаче электрической энергии (далее - Методика) утверждена в соответствии с Федеральными законами «О государственном тарифов на электрическую и тепловую энергию в Российской Федерации» №41 -ФЗ от 14 апреля 1995 года и «О естественных монополиях» №147-ФЗ от 17 августа 1995 года и во исполнение постановления Правительства Российской Федерации от 6 июля 1998 г. № 700 «О ведении раздельного учета затрат по регулируемым видам деятельности в энергетике».
1.2. Методика устанавливает единые принципы и порядок расчета размера платы за услуги, связанные с использованием электрических сетей электросетевых организаций, включенных в реестр субъектов естественных монополий.
1.3. Организация любой формы собственности может быть признана электросетевой и оказывать услуги по передаче электрической энергии только при условии ведения раздельного учета текущих затрат и прибыли по этому виду деятельности.
1.4. Настоящая Методика является неотъемлемой частью обеспечения недискриминационного доступа производителей и потребителей к услугам по передаче электроэнергии по электрическим сетям.
1.5. Порядок технологического присоединения потребителей к электрическим сетям регламентирован действующими нормативными правовыми актами и соответствующими нормативно-техническими документами.
2. ОСНОВНЫЕ ПРИНЦИПЫ ФОРМИРОВАНИЯ ТАРИФА (ТАРИФОВ) НА ПЕРЕДАЧУ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
2.1. Методика устанавливает способы дифференциации тарифа на передачу и распределение электроэнергии для классов и групп потребителей в зависимости от следующих факторов:
- электрической удаленности от центра питания;
- характера нагрузки потребителя;
- требований, предъявляемых к электросетевой организации по надежности электроснабжения в соответствии с Правилами устройства электроустановок3;
- требований, предъявляемых к электросетевой организации по качеству электрической энергии в соответствии с ГОСТ13109-97.
2.2. Тариф за услуги по передаче для потребителя определяет стоимость передачи по разным участкам сети на маршруте от центра питания к центру нагрузки и включает в себя две составляющие:
- тариф (плату) за доступ, которая определяет долю потребителя в восполнении условно-постоянных затрат и прибыли электросетевой организации и
- тариф за компенсацию стоимости потерь энергии и мощности.
2.3. Тариф (плата) за доступ формируется в виде тарифной ставки для отдельных групп потребителей, в том
числе выделенных, в соответствии со стоимостью их обслуживания.
2.4. Тариф за компенсацию стоимости потерь энергии (мощности) производится отдельными группами потребителей, в том числе выделенными, на основе тарифной ставки, рассчитанной с использованием данных по уровням потерь и установленной цены энергии, израсходованной для их компенсации.
2.5. Стоимость потерь может дифференцироваться по времени суток при наличии существенной неравномерности в стоимости производства или приобретения энергии, необходимой для компенсации потерь.
2.6. На первом этапе принятия методики считается, что дифференциация потребителей по классам напряжения с достаточной степенью точности характеризует удаленность от центра питания. На основе этого признака формируются плата за доступ и стоимость компенсации потерь.
2.7. Стоимость услуг электросетевой организации предусматривает оплату содержания резервной сетевой мощности для обеспечения надежности электроснабжения и качества электроэнергии. Требования потребителя по качеству электроэнергии и надежности электроснабжения могут быть учтены введением коэффициентов к тарифным ставкам за услуги по передаче электроэнергии.
2.8. Электросетевая организация в полной мере несет ответственность за качество электроэнергии, однако стоимость соответствующих системных услуг не рассматривается в данной методике4. Стоимость обслуживания с учетом поддержания стандартных параметров качества электроснабжения должна определяться на основании специальных методик, в том числе учитывая и следующие системные услуги:
- регулирование активной мощности и частоты;
- регулирование реактивной мощности и напряжения5;
- предоставление резервного и аварийного энергоснабжения.
2.9. При наличии потребителей, питание которых производится по выделенным сетям, выделению подлежат:
- часть валовой выручки, возмещающая стоимость эксплуатации и развития этих сетей;
- стоимость дополнительных потерь энергии внутри электросетевой организации;
- стоимость обслуживания резервных передающих мощностей для обеспечения требуемого уровня надежности.
2.10. Новый потребитель или выделенный потребитель, дальнейшее обслуживание которого связано со значительными капитальными издержками, обязан внести плату за подключение, частично или полностью компенсирующую стоимость необходимых капитальных и пусковых расходов.
2.11. Потребитель, подключенный к шинам генератора, несет сокращенные издержки по содержанию системообразующей сети высокого напряжения, но обязан компенсировать издержки электросетевой организации за предоставление резервной сетевой мощности.
2.12. К транзитному потребителю услуг по передаче,
131
использующему сети двух или нескольких электросетевых организаций, применяется сумма тарифов, установленных для потребителей соответствующего класса в каждой из этих организаций.
2.13. Если выделенный участок линии одновременно используется несколькими потребителями, то их содержание распределяется между ними пропорционально объемам получаемых услуг.
2.14. Экономическое обоснование объема расходов организаций, осуществляющих деятельность по передаче электрической энергии, производится в соответствии с требованиями Основ ценообразования на электрическую и тепловую энергию на территории Российской Федерации6.
2.15. Ответственность за планирование развития электрической сети возлагается на сетевую организацию. Объем и стоимость капитальных вложений согласовываются с РАО «ЕЭС России» и утверждаются региональной энергетической комиссией.
2.16. Тарифная ставка платы за доступ может быть измерена в рублях за 1 кВт в месяц для потребителей, рассчитывающихся по двухставочному тарифу, или в коп/ кВт.ч. для всех остальных групп потребителей. При расчетах в коп/кВт.ч. соблюдается согласование с расчетом в рублях за 1 кВт в месяц за счет использования коэффициента неравномерности суточного графика нагрузки по отдельным группам потребителей. Кроме того, использование единицы измерения коп/кВт.ч требует корректировки фактической валовой выручки сетевой организации до уровня планового значения на этапе регулирования, следующим за отчетным.
2.17. Тарифная ставка за компенсацию стоимости потерь энергии измеряется в рублях за 1 кВт.ч.
3. ИСХОДНАЯ ИНФОРМАЦИЯ ДЛЯ РАСЧЕТА ПЛАТЫ (ТАРИФОВ) ЗА УСЛУГИ ПО ПЕРЕДАЧЕ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
3.1. Основными исходными данными для расчета тарифов за услуги электросетевой организации по передаче электроэнергии на плановый период являются:
- плановый баланс поступления электрической энергии в электрическую сеть в точках подключения и отпуска электрической энергии потребителям по границам этой сети;
- параметры нагрузки потребителей с указанием уровня напряжения и категории надежности:
а) полезно отпущенная энергия в годовом объеме;
б) расчетная (заявленная) мощность в режимный отчетный день и расчетное среднее число часов использования мощности, заявленной в день годового максимума нагрузки;
- распределение экономически обоснованных величин затрат и прибыли энергоснабжающей организации по видам деятельности;
- экономически обоснованные расчетные величины затрат (в детализации по калькуляционным статьям) и прибыли электросетевой организации;
- набор повышающих коэффициентов к тарифу за доступ, связанных с надежностью обслуживания потребителей;
- обоснование средств из прибыли, расходуемой на капитальные вложения в основную производственную деятельность электросетевой организации;
- расчетные величины технологического расхода электрической энергии на ее транспорт (по уровням напряжения и выделенным участкам сети), но не выше установленных нормативных значений.
3.2. В расчете тарифов центральное место занимает структура баланса энергии по энергосистеме. На каждом из уровней напряжения поступление энергии представляется в сальдированном виде (с ФОРЭМ, от собственных источников, от блок-станций, из смежных сетей, с верхнего уровня напряжения).
3.3. В целом по энергоснабжающей (электросетевой) организации распределение энергии на соответствующем уровне напряжения производится следующим образом:
- поступление энергии равно сумме отпускаемой энергии плюс потери;
- отпуск энергии равен сумме полезного отпуска плюс переток в сеть более низкого напряжения.
3.4. Полезный отпуск в сеть на ¡-том уровне напряжения определяется как сумма объема поставки в сеть собственными электростанциями плюс объема поставок из смежных сетей.
3.5. На основе данных баланса энергии рассчитываются коэффициенты пропорциональности объемам полезного отпуска:
- коэффициенты, отражающие соотношение между собственным энергопотреблением данного уровня напряжения и общим полезным отпуском (с учетом транзитной поставки) в сеть этого уровня напряжения;
- доля отпуска в сеть каждого уровня от суммарного полезного отпуска (включая отпуск в сети смежных электросетевых организаций).
3.6. При наличии выделенных потребителей, для которых применяются специфические ставки тарифа за услуги по передаче, баланс энергии (баланс мощности) учитывает собственное энергопотребление в виде суммы объема электроэнергии без учета выделенных потребителей плюс объем энергии, отпускаемой выделенным потребителям.
4. АЛГОРИТМ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ВЫРУЧКИ МЕЖДУ ПОТРЕБИТЕЛЯМИ
4.1. Суммарный расчетный объем валовой выручки по электросетевой организации выделяется из товарной продукции энергоснабжающей организации. Затраты и прибыль, напрямую связанные с оказанием услуг по передаче, выделяются из совместных затрат и прибыли, остальные разносятся между видами деятельности пропорционально прямым затратам, калькулирование которых осуществляется в производственных подразделениях энергоснабжающей организации.
4.2. Формируется валовая выручка (товарная продукция) по стадии производства, на основании которой выявляется средняя расчетная цена энергии для определения стоимости компенсации потерь.
4.3. Формируется валовая выручка электросетевой
144
организации. Напрямую относятся затраты электросетевых организаций, абонентная плата РАО «ЕЭС России» и целевые инвестиции в составе прибыли, обеспечивающие развитие сети. Остальные составляющие затрат и прибыли общего назначения распределяются между видами деятельности пропорционально прямым.
4.4. Полная валовая выручка электросетевой организации складывается из:
- полной себестоимости передачи и распределения электрической энергии;
- суммы прибыли, отнесенной на передачу электрической энергии;
- стоимости потерь электрической энергии при передаче электрической энергии через электрические сети.
4.5. Расчет тарифа (платы) за услуги по передаче электрической энергии для потребителей осуществляется после деления затрат и прибыли электросетевой организации на две составляющие: распределяемая по уровням напряжения и не подлежащая распределению.
4.6. В составе затрат электросетевой организации выделяются две составляющие: распределяемая по уровням напряжения и не подлежащая распределению.
4.7. Бухгалтерское деление затрат по уровням напряжения может быть предусмотрено для тех из них, которые определяются методом прямого калькулирования в сетевых подразделениях. Разделение этих затрат может частично производиться по прямому признаку, остальные затраты сетевых подразделений могут быть разнесены в соответствии с действующими нормативными документами7 или одним из следующих методов:
- пропорционально сумме расходов по статьям «эксплуатация основного оборудования» и «ремонт основного оборудования»;
- пропорционально начисленной амортизации по основному оборудованию;
• пропорционально сумме затрат на заработную плату и амортизацию;
- пропорционально первоначальной (восстановительной) стоимости основных фондов, классифицируемых по уровням напряжения;
- в соответствии с прочими обоснованными методами.
4.8. При отсутствии данных о структуре затрат или разногласиях по их величинам, устанавливаются предельные значения по нормативам в соответствии с разделами 8 и 9.
4.9. Группировка затрат электросетевой организации, относимых на стоимость услуг по передаче, осуществляется по калькуляционным статьям и по назначению. Затраты, собираемые по районным сетевым подразделениям, могут быть дифференцированы по уровням напряжения. В компенсации затрат более высокого уровня принимают участие потребители всех более низких уровней напряжения в соответствии с балансом энергии. Затраты, относимые на управление сетевой организации, в том числе расходы по абонентной плате, могут считаться затратами общего назначения и распределяться пропорционально объему потребления энергии.
4.10. Из состава прибыли электросетевой организа-
ции также выделяется часть, которая может быть распределена по уровням напряжения, а именно прибыль, предназначенная для развития сетей. Оставшаяся часть прибыли, включая содержание социальной сферы, развитие служб общесистемного назначения, средства для уплаты налогов и иных обязательных платежей в соответствии с действующим законодательством Российской Федерации, не подлежит распределению по уровням напряжения.
4.11. Основой для утверждения инвестиционной части прибыли на развитие сети является пятилетний план капитального строительства. Инвестиционные затраты в сетевое оборудование распределяются между классами потребителей по прямому признаку, когда это представляется возможным.
4.12. В результате деления затрат и прибыли определяются составляющие валовой выручки, используемые при формировании тарифных ставок платы за доступ:
- часть валовой выручки предприятия, распределяемая по уровням напряжения;
- часть валовой выручки, не подлежащая распределению по уровням напряжения, так как отражает нужды общего назначения.
4.13. Для потребителя, питание которого осуществляется по выделенным сетям, затраты на содержание которых поддаются прямому калькулированию, может быть установлена повышенная ставка на величину содержания этих сетей. Такой потребитель назван в Методике выделенным потребителем8 по условию 2.
4.14. Выделенный потребитель по условию 1 обязан компенсировать дополнительные расходы по содержанию резервных передающих линий. Таким образом, выделенный потребитель по условию 1, одновременно может быть выделенным по условию 2.
4.15. При наличии выделенных потребителей среди распределяемых затрат, прибыли и тарифной выручки определяются соответствующие доли, обеспечивающие дополнительную стоимость обслуживания выделенных потребителей.
4.16. Затраты, восполнение которых относится на выделенного потребителя, могут быть определены пропорционально расходам на обслуживание выделенного участка сети, а прибыль - в соответствии со стоимостью прямых инвестиций, приходящихся на выделенный участок сети.
5. РАСЧЕТ ТАРИФОВ (ПЛАТЫ) ЗА ДОСТУП ПО ГРУППАМ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ В ЗАВИСИМОСТИ ОТ УРОВНЯ ПИТАЮЩЕГО НАПРЯЖЕНИЯ И КАТЕГОРИИ НАДЕЖНОСТИ
5.1. Тариф (плата) за доступ к электрической сети определяется валовой выручкой, предназначенной для компенсации условно-постоянных затрат и обеспечения регулируемой прибыли электросетевой организации.
5.2. Формирование тарифа (платы) за доступ производится поэтапно. В первую очередь производится дифференциация по классам напряжения, затем - по категориям надежности. На третьем этапе формируется тариф по группам потребителей с учетом неравномерности су-
133
точного графика нагрузки в характерные сутки года.
Последний этап позволяет собирать равные суммы оплаты с потребителей при установлении ставки за доступ как в коп/кВт.ч, так и в руб/МВт в месяц.
5.3. На первом этапе дифференциация тарифов по классам напряжения производится с учетом расчетных коэффициентов, отражающих:
- доли энергопотребления в сети соответствующего уровня напряжения от общего полезного отпуска в сеть этого уровня напряжения при отсутствии выделенных потребителей;
- доли отпуска в сеть каждого уровня оУ суммарного полезного отпуска в сети всех уровней напряжения, включая отпуск в сети смежных электросетевых организаций.
5.4. На втором этапе тариф дифференцируется по категории надежности. Предполагается, что более высокая надежность энергоснабжения обеспечивается за счет дополнительного резервирования сетевой мощности. Удорожание учитывается матрицей повышающих коэффициентов, которые растут с понижением категории надежности и повышением уровня напряжения. В отсутствии данных фактических расчетов по сети коэффициенты не должны превышать установленного диапазона (например, от 1,0 до 1,4).
Средние тарифы по уровням напряжения умножаются на коэффициенты надежности для получения промежуточных тарифных ставок.
5.5. Рассчитывается коэффициент несбалансированности дохода при исчислении тарифов с полной классификацией потребителей.
При умножении на коэффициент несбалансированности формируются тарифные ставки, дифференцированные по категориям надежности.
5.6. На третьем этапе производится дифференциация по группам потребителей в зависимости от неравномерности их суточного графика нагрузки в день зимнего максимума.
Рассчитывается коэффициент, учитывающий в тарифе неравномерность суточного графика нагрузки потребителя соответствующей группы.
5.7. Умножением на коэффициент неравномерности суточного графика нагрузки потребителей для последних формируются промежуточные тарифные ставки.
Рассчитывается коэффициент несбалансированности дохода при исчислении тарифов с полной классификацией потребителей.
При умножении на коэффициент несбалансированности формируются тарифные ставки платы за доступ, дифференцированные по группам потребителей.
5.8. Если ставка измеряется в рублях на 1 кВт в месяц, то будет учитываться суммарная нагрузка на систему в часы максимальной нагрузки, распределенная по уровням напряжения.
5.9. Дифференциация по категориям надежности производится аналогично п.5.4.
5.10. При расчете тарифных ставок в руб/МВт в месяц корректировки по характеру нагрузки не требуется.
5.11. При наличии выделенных потребителей по условию 2 их ставка увеличивается за счет дополнительного
слагаемого, равного частному от деления затрат, восполнение которых относится на выделенного потребителя (п.4.16), на объем энергии, отпускаемой выделенному потребителю.
5.12. Потребитель, питание которого происходит на напряжении среднего уровня, а расстояние до условного источника генерирующей энергии (мощности) меньше предельного, считается выделенным потребителем по условию 1. В этом случае он не принимает на себя доли расходов по содержанию сети высокого напряжения. Общехозяйственные сетевые расходы оплачиваются в общем порядке.
6. РАСЧЕТ ТАРИФА (ПЛАТЫ) ЗА ДОСТУП ДЛЯ ТРАНЗИТНОГО ПОТРЕБИТЕЛЯ
6.1. Для транзитного покупателя или при отпуске энергии в смежные энергосистемы размер платы за доступ определяется на основе принципов, установленных для собственных потребителей.
6.2. На транзитного потребителя не перекладывается возмещение затрат по абонентной плоте РАО «ЕЭС России», размер которой устанавливается в соответствии с объемом собственного потребления на территории энер-госнабжающей организации.
6.3. С учетом пп.7.1-7.2 при наличии транзитных потребителей часть валовой выручки, отражающей нужды общего назначения и не подлежащей распределению по уровням напряжения, уменьшается на сумму абонентной платы РАО «ЕЭС России».
6.4. Вводится коэффициент распределения полезного отпуска в сеть каждого уровня среди собственных потребителей.
6.5. Тарифы (размер платы) за доступ для собственных потребителей на каждом уровне напряжения определяются в виде двух составляющих:
- первая определяется аналогично п.5.3 с учетом п.7.3;
- вторая учитывает участие собственного потребителя в восполнении абонентной платы РАО «ЕЭС России» с учетом п.7.4.
6.6. Транзитный потребитель не оплачивает вторую составляющую тарифа за доступ.
6.7. При расчете по категориям надежности транзитному потребителю присваивается первая категория по каждому уровню надежности.
7. ПОРЯДОК РАСЧЕТА ВЕЛИЧИНЫ ПОТЕРЬ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ И ТАРИФА ЗА ИХ КОМПЕНСАЦИЮ
7.1. Тариф за компенсацию потерь предусматривает расчет величины потерь электроэнергии и определения стоимости их компенсации.
7.2. Стоимость потерь определяется как частное от деления расчетной средней стоимости поставленной энергии на среднюю величину потерь энергии в электрических сетях.
7.3. При делении затрат по видам деятельности в энер-госнабжающей организации, частью которой является электросетевая организация, оплата покупной энергии целиком относится на стадию производства и не входит в состав общехозяйственных расходов, распределя-
134
емых между разными видами деятельности.
7.4. В соответствии с решением региональной энергетической комиссии и/или условиями договора с производителями (поставщиками) цена энергии, расходуемой на компенсацию потерь для выделенного потребителя, может быть принята равной предельному значению тарифа на энергию, отпускаемую с оптового рынка в рассматриваемой энергозоне, или средней стоимости производства на собственных источниках энергоснабжающей организации данного региона.
7.5. Технологический расход электроэнергии на ее транспорт (потери) в сети каждого уровня (диапазона) напряжения прогнозируется на плановый период с учетом фактических данных. Нормативные потери устанавливаются Федеральной энергетической комиссией Российской Федерации9.
7.6. Величина коммерческих потерь распределяется между уровнями напряжения пропорционально полезному отпуску.
7.7. Затраты на компенсацию потерь распределяются по уровням напряжения сети.
7.8. Тарифные ставки по оплате потерь определяются с учетом расчетных коэффициентов, отражающих:
- доли энергопотребления в сети соответствующего уровня напряжения от общего полезного отпуска в сеть этого уровня напряжения при отсутствии выделенных потребителей;
- доли отпуска в сеть каждого уровня от суммарного полезного отпуска в сети всех уровней напряжения, включая отпуск в сети смежных электросетевых организаций.
7.9. Выделенный потребитель, помимо основной ставки за оплату потерь, имеет дополнительную ставку аналогично п 5.11.
8. ОБЩИЕ ПРИНЦИПЫ НОРМИРОВАНИЯ ПОТЕРЬ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
8.1. Укрупненные нормативы технологического расхода электроэнергии на ее транспорт (потери) в электросетевых организациях дифференцируются по трем уровням (диапазонам) напряжения: высокое, среднее и низкое.
8.2. Технологические потери подразделяются на ус-ловно-постоянные и переменные.
8.3. Нормативы условно-постоянных потерь электроэнергии могут быть определены в зависимости от номинальных паспортных данных оборудования электрических сетей, продолжительности работы в течение расчетного периода.
8.4. Нормативы переменных потерь электроэнергии устанавливаются в абсолютных единицах и в процентах к отпуску электроэнергии в сеть данной ступени напряжения.
8.5. Исходные данные и формулы для расчета потерь на высоком, среднем и низком напряжении определяются в соответствии с Рекомендациями по укрупненной оценке нормативов условно-постоянных и переменных потерь электрической энергии, утвержденными Постановлением ФЭК России от 17 марта 2000 г. № 14/10.
9. НОРМИРОВАНИЕ ЗАТРАТ НА ОБСЛУЖИВАНИЕ
СЕТЕЙ
9.1. В условиях значительных отклонений величин затрат на обслуживание сетей по энергоснаб-жающим организациям целесообразно использовать нормативы, разработанные на базе статистических данных10.
9.2. Нормативное определение затрат на эксплуатацию электрических сетей по диапазонам напряжений для включения в дифференцированные тарифы на электрическую энергию для конкретной энергоснабжающей организации в расчетном периоде производится в следующем порядке":
9.3. Энергоснабжающая организация представляет данные о наличии и количестве объектов-представителей электрических сетей в соответствии с номенклатурой и единицами измерения. Контролем достоверности представленных данных являются формы отчетности - 5-э (Отчет о протяженности электрических и тепловых сетей) и 20-энерго (Распределение мощности и количество силовых трансформаторов, коммутационных аппаратов и устройств компенсации реактивной мощности).
9.4. С использованием укрупненных нормативов затрат по объектам-представителям и коэффициентам учета местных условий определяются затраты на эксплуатацию электрических сетей в ценах на 01.01.1991 года.
9.5. С использованием схемы распределения объек-тов-представителей по диапазонам напряжений НН, СН и ВН определяются соответствующие затраты на эксплуатацию электрических сетей.
9.6. Устанавливается порядок индексации затрат к уровню цен текущего года.
9.7. Составляющая затрат, зависящая от стоимости основных промышленно-производственных фондов, индексируется по средневзвешенной величине, учитывающей все произведенные с 1991 года переоценки основных фондов.
9.8. Остальные составляющие индексируются по региональному индексу цен на промышленную продукцию.
10. ПОРЯДОК УТВЕРЖДЕНИЯ И ПРИМЕНЕНИЯ ТАРИФОВ ЗА УСЛУГИ ПО ПЕРЕДАЧЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ
10.1. Рассмотрение и утверждение размера платы за услуги по передаче электрической энергии производится по представлению расчетов и обоснований организациями, осуществляющими деятельность по передаче электрической энергии, в региональные энергетические комиссии.
10.2. К рассмотрению принимаются обосновывающие материалы, содержащие пояснительную записку о порядке распределения затрат по видам деятельности внутри организации.
10.3. Расчетный объем отпуска электрической энергии из электрической сети на период регулирования определяется на основании прогнозного баланса отпуска электрической энергии из этой сети с учетом фактического исполнения в предыдущие периоды регулирования.
10.4. Плановый объем поступления электрической энергии в электрическую сеть на период регулирования
определяется как сумма расчетного объема отпуска и нормативных потерь электрической энергии в сетях;
10.5. Нормативные потери электрической энергии на период регулирования по сетям каждого из уровней напряжения определяются как произведение величин расчетного отпуска электрической энергии на нормативный коэффициент потерь электрической энергии в сетях;
10.6. Фактические объемы поступления (отпуска) электрической энергии в сеть (из сети) определяются как сумма показаний приборов учёта по всем элементам электрической сети, по которым осуществляется приём (отдача) электрической энергии.
10.7. Плановые объемы производственных затрат и составляющих прибыли корректируются с учетом фактического использования средств на предыдущем периоде регулирования.
10.8. При возникновении разногласий и споров используются нормативно-правовые документы, утвержденные в установленном порядке.
Заключение
1. Проект Методических указаний по определению стоимости услуг региональных энергосистем по передаче электрической энергии, разработанный в настоящей статье, является макетом, который может быть положен в основу нового нормативного документа.
2. Настоящий проект детализирован с учетом многих требований к качеству регулирования услуг электросетевых организаций по передаче электроэнергии (мощности). Это позволяет рассматривать предлагаемый макет как уточненную версию, позволяющую наиболее полно сформировать экономически обоснованную величину тарифной выручки электросетевой организации с учетом определяющих факторов предоставления услуг: напряжения сети, категории потребителя по надежности, выделения данного потребителя из группы, учета транзита энергии, введения нормативов затрат на обслуживание сети, введение нормативов потерь электроэнергии в сетях.
3. Проект может быть изложен в упрощенном варианте при исключении по разным причинам отдельных влияющих факторов предоставления услуг по передаче электроэнергии. При этом можно определить относительное влияние на тариф (плату) за услуги по передаче каждого влияющего фактора.
4. В настоящей статье новая Методика изложена в форме описательных алгоритмов. Более подробное изложение новой Методики с учетом представления формул, формирования таблиц исходных данных и примеров расчета тарифа (платы) за услуги по передаче потребует дополнительных разработок.
5. Изложенный проект новой Методики может быть использован органами государственного регулирования тарифов на электрическую энергию и другими заинтересованными организациями как основа для разработки соответствующих нормативно-правовых документов.
Приложение
Термины и определения, используемые в статье
В проекте новой Методики применяются следующие термины и определения12:
валовая выручка электросетевой организации - объем товарной продукции, отнесенный на стоимость услуг по передаче электрической энергии;
выделенный потребитель - потребитель, условия передачи энергии которому характеризуются одним из следующих условий:
1) энергия отпускается прямо с шин генератора (длина линии менее 50 км);
2) обслуживание производится через выделенный участок сети;
выделенный участок сети - участок сети, через который получает электрическую энергию потребитель, удаленный на значительное расстояние от основных центров нагрузки (более 50 км) и присоединенный по тупиковой схеме;
группа потребителей - потребители, характеризующиеся едиными параметрами неравномерности суточных графиков нагрузки;
категория надежности - понятие, зафиксированное в договоре энергоснабжения и характеризующее степень резервирования сети, принимаемую при расчете тарифов;
класс потребителей - потребители, получающие питание из сетей одного уровня напряжения;
передача энергии в смежные энергосистемы - (не определен);
переменные затраты электросетевой организации - затраты, связанные с компенсацией потерь в электрической сети;
плата (тариф) за услуги по передаче электрической энергии - тарифная ставка, вносимая потребителем за предоставление комплексных услуг, обеспечивающих технологические преобразования и передачу единицы электрической энергии (мощности);
плата за присоединение - дополнительная составляющая платы (тарифа) за услуги по передаче, компенсирующая пусковые и инвестиционные расходы электросетевой организации на обслуживание выделенного потребителя (группы потребителей).
поставщик электрической энергии - юридическое лицо независимо от организационно-правовой формы, осуществляющее в соответствии с заключенным договором поставку электрической энергии в сеть соответствующей электросетевой организации для ее передачи потребителю по электрическим сетям;
потребитель услуг по передаче электрической энергии - физическое или юридическое лицо, пользующееся услугами электросетевой организации;
резервная сетевая мощность - (не определен); смежные сети - (не определен);
собственный потребитель - потребитель, находящийся на территории, обслуживаемой региональной электросетевой организацией;
тариф на услуги по передаче - расчетная величина, которая определяет плату за единицу продукции, переданной электросетевой организацией от поставщика энергоресурсов к потребителю, и включает в себя две составляющие - плату за доступ и компенсацию потерь.
транзитный потребитель - потребитель, распо-
136
ложенный вне территории, обслуживаемой энерго-снабжающей организацией к сетям которой он подключен или приобретающий электроэнергию по прямому договору с Поставщиком ФОРЭМ; уровень напряжения -
- высокое напряжение ¡ВН) -110 кВ и выше;
- среднее напряжение (СН) - 35-6(10) кВ;
- низкое напряжение (НН) - 0,4кВ; условно-постоянные затраты электросетевой организации - затраты, обеспечивающие получение валовой выручки электросетевой организации;
услуги по передаче электрической энергии - комплексные услуги электросетевых организаций, при оказании которых соблюдаются стандартные условия подачи потребителю электрической энергии (мощности);
обеспечиваются поддержание качества отпускаемой электроэнергии в пределах Государственных стандартов;
содержание технологического оборудования, зданий и энергетических сооружений электросетевых организаций в состоянии эксплуатационной готовности;
осуществляется оперативно-диспетчерское управление процессом подачи электрической энергии (мощности) в рамках электросетевой организации; центр нагрузки - (неопределен); центр питания -(неопределен);
электросетевая организация - юридическое лицо независимо от организационно-правовой формы, имеющее в собственности или на ином законном основании электрические сети и (или) устройства преобразования электрической энергии, осуществляющее хозяйственную деятельность по оказанию комплексных услуг, связанных с их использованием.
Иные применяемые в проекте новой Методики термины и определения соответствуют принятым действующим законодательством.
Литература
1. Методические указания о порядке расчета тарифов на электрическую и тепловую энергию на потребительском рынке. Утверждены ФЭК России 16 апреля 1997 года.
2. Временная Методика расчета платы за услуги по передаче электрической энергии (оказанию комплексных услуг электросетевых организаций. Утверждена ФЭК России 31 июля 1998 г. Отменена Постановлением ФЭК России от 12 мая № 25/7.
3. Макеечев В.А., Лукина Е.В., Фомина О.Н. О Единой системе классификации и учета затрат в электроэнергетике. «Вестник ФЭК России», № 3, 1999 г.
4. Денисов В.И., Эдельман В.И., Ферапонтова Ю.Б. Формирование дифференцированных по диапазонам напряжения тарифов на услуги по передаче и распределению электрической энергии. «Электрические станции» , № 11, 1999 г.
5. Коган Ф. Л., Гольберг Ф. Л., Ривин Е. А. О нормировании затрат на эксплуатацию электрических сетей. «Электрические станции» ,№11, 1999 г.
6. Воротницкий В. Э., Эдельман В. И., Броерская Н. А., Калинкина М. А. О принципах нормирования технологи-
ческого расхода электроэнергии на ее транспорт в электрических сетях для расчета тарифов по диапазонам напряжения. «Электрические станции» ,№11, 1999 г.
7. Методика расчета размера платы за услуги по передаче электрической энергии. Утверждена Постановлением ФЭК России 12 мая 2000 г. № 25/3.
8. Макеечев В.А., Лукина Е.В. Комментарии к проекту «Методики расчета размера платы за услуги по передаче электрической энергии. «Вестник ФЭК России», № 2, 2000 г.
9. Макеечев В.А. О методике расчета тарифов на услуги по передаче электроэнергии, разработанной в рамках программы Тааэ. «Вестник ФЭК России». № 7-12, 2000 г.
1 Требования приведены в произвольном порядке.
2 Изложение проекта новой методики дается в форме макета (приблизительного текста).
3 Правила устройства электроустановок. 6-е изд.пе-рераб. и дополн., с изм.-М.: Главгосэнергонадзор России, 1998.
4 Скидки и надбавки к тарифу за качество потребляемой электроэнергии рассматриваются Правилами применения скидок и надбавок к тарифам за качество электроэнергии.
5 См. Правила применения скидок и надбавок к тарифам на электрическую энергию за потребление и генерацию реактивной энергии.
6 Срок действия Постановления Правительства РФ от 4 февраля 1997 г. № 121 «Об основах ценообразования и порядке государственного регулирования и применения тарифов на электрическую и тепловую энергию» истек в 1999 г. Новый документ не утвержден.
7 Инструкция по планированию, учету и калькулированию затрат на производство и передачу электрической и тепловой энергии на электростанциях, в электрических и тепловых сетях, Минэнерго СССР, 1970 г.
8 Данное определение представлено в Приложении.
9 Постановление ФЭК России от 17.03.2000 № 14/10 «Об утверждении нормативов технологического расхода электрической энергии (мощности) на ее передачу (потерь), принимаемых для целей расчета и регулирования тарифов на электрическую энергию (размеры платы за услуги по ее передаче)».
10 Решением ФЭК России от 29 января 1999 г. № 3 были в экспериментальном порядке утверждены нормативы затрат в электрических сетях по диапазонам напряжения, разработанные НИИ экономики энергетики (руководитель работы д.э.н.проф.В.И.Эдельман).
11 Коган Ф. Л., Гольберг Ф. Л., Ривин Е. А. О нормировании затрат на эксплуатацию электрических сетей. «Электрические станции» , № 11, 1999 г.
12 Некоторые термины еще не определены (находятся в стадии согласования с заинтересованными организациями).
137
