Содержание к диссертации
Введение
1. Критический анализ функционирования систем передачи и потребления электроэнергии в условиях конкуренции 13
1.1. Особенности государственной политики перехода электроэнергетики к конкуренции 13
1.2. Особенности структуры рынка электрической энергии и мощности, анализ задач и функций его субъектов 15
1.3. Исследование систем передачи электроэнергии в условиях конкуренции 21
1.4. Исследование систем потребления электроэнергии в условиях конкуренции 31
1.5. Выводы 33
2. Повышение эффективности функционирования системы потребления электроэнергии 34
2.1. Особенности формирования тарифа на электроэнергию 34
2.2. Выбор тарифа на электроэнергию по напряжению присоединения 38
2.3. Разработка стратегии поведения потребителей электрической энергии при присоединении к сетям ТСО 41
2.4. Анализ системы учета электропотребления 48
2.5. Выбор тарифной системы в задаче оптимизации расходов потребителей на оплату электрической энергии 51
2.6. Выводы 61
3. Совершенствование расчета нормативов технологических потерь электроэнергии в сетях ТСО 63
3.1. Расчет нормативов потерь в условиях неопределенности исходной информации 63
3.2. Анализ факторов, определяющих достоверность результатов расчета потерь 71
3.3. Особенности расчета нормативов технологических потерь электроэнергии при ее передаче по сетям промышленных предприятий 75
3.4. Разработка предложений по уточнению расчета нормативов технологических потерь электроэнергии в сетях ТСО 81
3.5. Выводы 89
4. Повышение эффективности функционирования ТСО ... 91
4.1. Вводные замечания 91
4.2. Исследование структуры коммерческих потерь электроэнергии и разработка мероприятий по их снижению 92
4.3. Анализ рисков ТСО в условиях рыночных отношений в электроэнергетике 96
4.4. Оценка потенциала энергосбережения и эффективности мероприятий по снижению технологического расхода электроэнергии на ее транспорт 100
4.5. Разработка мероприятий, направленных на снижение сверхнормативных потерь электроэнергии 106
4.6. Выводы 114
5. Повышение надежности функционирования ТСО 115
5.1. Вводные замечания 115
5.2. Основные задачи повышения надежности функционирования ТСО 116
5.3. Определение мест размыкания сетей 6 - 35 кВ при сохранении базового уровня надежности 124
5.4. Учет параметра последствий отказа при оптимизации разомкнутых сетей 6-35 кВ 128
5.5. Выводы 134
Заключение 135
Список использованных источников 137
- Особенности структуры рынка электрической энергии и мощности, анализ задач и функций его субъектов
- Разработка стратегии поведения потребителей электрической энергии при присоединении к сетям ТСО
- Особенности расчета нормативов технологических потерь электроэнергии при ее передаче по сетям промышленных предприятий
- Исследование структуры коммерческих потерь электроэнергии и разработка мероприятий по их снижению
Особенности структуры рынка электрической энергии и мощности, анализ задач и функций его субъектов
Рынок ЭЭ включает два иерархических уровня: оптовый рынок электроэнергии и мощности (ОРЭМ) и розничный рынок электроэнергии [132].
На ОРЭМ обращается два основных вида товаров - ЭЭ и мощность. Продажа мощности компенсирует производителю постоянные издержки, связанные с обеспечением работоспособности электрической станции, а продажа ЭЭ - переменные издержки. Таким образом, обеспечивается надёжность электроснабжения: даже если мощность определённой станции не востребована в течение длительного периода, производитель за счёт продажи мощности содержит такую станцию и в случае роста потребления готов оперативно запустить производство ЭЭ [59, 156].
Для получения статуса субъекта оптового рынка потребитель должен соответствовать [134] требованиям к количественным характеристикам энерго-принимающего оборудования и требованиям технического характера [157]. Торговля ЭЭ на оптовом рынке осуществляется с использованием следующих рыночных механизмов: РСВ - это аукцион ценовых заявок на продажу и покупку ЭЭ, производимый на каждый час суток за сутки до момента реального потребления ЭЭ. В рамках торговли на РСВ поставщики и покупатели подают ценовые заявки, в которых указывают, какой объём ЭЭ, в какой час и по какой цене они готовы поставить и купить соответственно. Таким образом, определяется маржинальная цена, по которой все поставщики, подавшие ценовые заявки с указанием такой же или более низкой цены, а также все покупатели, подавшие заявку с указанием такой же или более высокой цены, продают и покупают ЭЭ. При этом большинство покупателей в ценовых зонах подают заявки с указанием планового объема потребления, который покупатель намерен купить по сложившейся маржинальной цене, поскольку в случае указания слишком низкой цены покупатель рискует не пройти конкурентный отбор РСВ и следовательно будет обязан приобрести весь объем потребления на БР, что повлечет значительное увеличение затрат. На БР происходит купля-продажа объёмов ЭЭ, которые потреблены (произведены) сверх плановых объёмов или не потреблённых (не произведённых) объёмов относительно плановых. Участие покупателей на БР обязательно и необходимо в целях покупки/продажи объёмов ЭЭ в размере отклонений фактического почасового потребления от планового. Основной механизм БР - конкурентный отбор заявок поставщиков ЭЭ и покупателей с регулируемой нагрузкой в режиме близком к реальному времени, исходя из минимизации стоимости удовлетворения возникшего спроса на ЭЭ для актуальных системных условий. Поэтому в конкурентном отборе для балансирования системы участвуют только заявки поставщиков и заявки покупателей с регулируемым потреблением. Обычные покупатели являются пассивными участниками БР. Они никак не участвуют в конкурентном отборе для балансирования системы и покупают или продают ЭЭ на БР по той цене, которая сложится по факту в результате конкурентного отбора ценовых заявок поставщиков и покупателей с регулируемым потреблением. РРД состоит из договоров, заключаемых субъектами ОРЭМ с населением или приравненными к ним категориями потребителей. Цена устанавливается Федеральной службой по тарифам (ФСТ) и фиксируется на 1 год. Сторонами в СДД выступают субъекты генерации и потребитель. Договорная цена согласовывается между контрагентами. Кроме того, все покупатели на оптовом рынке имеют обязательства по покупке определенного объема мощности, который определяется исходя из его фактического пикового потребления. Розничный рынок электроэнергии (РРЭ) - это сфера обращения ЭЭ вне оптового рынка с участием ее потребителей. В результате реформы у потребителя РРЭ появилась возможность покупать ЭЭ у разных ЭСО как по регулируемым, так и по свободным (нерегулируемым) ценам. С 1 января 2011 года, в результате окончания процесса либерализации, весь объем потребленной ЭЭ и мощности потребители покупают по нерегулируемой цене, которая зависит от результатов торгов на ОРЭМ. Для населения ЭЭ продается по регулируемым ценам - тарифам, утверждаемым региональными службами по тарифам (РСТ). В результате реализации основных мероприятий, связанных с реформированием отрасли, структура электроэнергетики стала достаточно сложной. Отрасль состоит из нескольких групп компаний и организаций, каждая из которых выполняет определённую отведённую ей отдельную функцию. Всего выделяется семь групп [131]. ГК - крупные компании, активами которых являются электростанции разных типов. Атомными электростанциями (АЭС) управляет Росэнергоатом, гидроэлектростанциями (ГЭС) - РусГидро. Крупные тепловые электростанции (ТЭС) находятся на балансе 6 оптовых генерирующих компаний (ОГК), суммарная установленная мощность каждой из которых более 8 ГВт. Электростанции каждой ОГК находятся в различных регионах России. Также создано 14 территориальных генерирующих компаний (ТГК), которым принадлежат среднего размера ТЭС и ТЭЦ. Электростанции и теплоэлектроцентрали, принадлежащие одной ТГК, расположены на территории одного региона.
Сетевые организации представлены ФСК, которой принадлежат магистральные сети высокого напряжения 220 кВ и выше. ФСК имеет стратегическое значение не только для электроэнергетической отрасли, но и для экономики всей страны. Поэтому она контролируется государством, которому принадлежит почти 80% акций компании.
Крупные региональные ТСО (АО-энерго) объединены в единый холдинг - Холдинг МРСК. В настоящее время в него входят 10 субъектов: МРСК Центра и Приволжья, МРСКЮга, МРСК Северного Кавказа, МРСК Волги, МРСК Урала, МРСК Сибири, Тюменьэнерго, Московская электросетевая компания, Ленэнерго, Янтарьэнерго. С 2012 г. начался создание единого центра управления МРСК и ФСК с целью оптимизации структуры электроэнергетики [147].
Остальные ТСО обслуживают электросети небольших территориальных образований, могут принадлежать как муниципальным властям, так и частным инвесторам. Число таких организаций велико, но доля их услуг в стоимостном выражении в сравнении со стоимостью услуг Холдинга МРСК и ФСК не значительна. Однако такие сети имеют высокую важность, поскольку, обеспечивают электроснабжение конечных потребителей, в том числе населения.
Ввиду слабой управляемости и низкого уровня контроля за деятельностью малых ТСО со стороны муниципальных и региональных властей, других государственных органов, а также ввиду слабой мотивации текущих собственников развивать и поддерживать в требуемом состоянии электросети своих ТСО, всё чаще появляются предложения о поглощении малых ТСО компания-ми АО-энерго. Кроме того существует проблема обслуживания бесхозных электрических сетей, право собственности на которые не закреплено за владельцами.
Разработка стратегии поведения потребителей электрической энергии при присоединении к сетям ТСО
Техническим параметром, определяющим величину тарифа независимо от доли ЭЭ, поставляемой по нерегулируемым ценам, является напряжение присоединения системы потребления ЭЭ. Согласно Приказу [113] потребитель оплачивает потери в сетях ТСО только тех уровней напряжения, которыми он пользуется. Важным признаком здесь является уровень напряжения сети на г.б.п., в которой фиксируется переход от сети ТСО к электрической сети потребителя. Однако значение ставки тарифа по уровню напряжения не всегда совпадает со значением физического напряжения сети в точке г.б.п.
В соответствии с [113] суммирование затрат ТСО как по расходам на обслуживание сетей, так и по оплате НТПЭ на этапе расчета ставок тарифа осуществляется дифференцированно по уровням напряжения. Тарифы, входящие в состав обязательного тарифного меню каждой ТСО, подлежат дополнительному дифференцированию по четырем уровням напряжения в точке подключения потребителя к электрической сети ТСО [128].
В настоящее время [76] выделяет четыре уровня напряжения, по которым производится расчет ставок тарифа на услуги транспорта ЭЭ (при наличии у ТСО соответствующих сетей):
Официальная формулировка, приведенная в [113], определяет условия, влияющие на значение ставки тарифа, устанавливаемого потребителю транспортных услуг при заключении договора на оказание этих услуг (или договора энергоснабжения). В п.45 Приказа [113] отмечаются варианты установления г.б.п., при которых в качестве напряжения присоединения в тарифоообразова-нии принимается не фактическое напряжение на г.б.п., а значение питающего напряжения центра питания (ЦП) независимо от уровня напряжения, на кото- ром подключены электрические сети потребителя. Такой подход предлагает относить все потери в оборудовании подстанций к питающему напряжению по причине невозможности выделения их составляющих от объема переданной ЭЭ каждому конкретному потребителю на всех уровнях напряжения.
Таким образом, ключевым моментом при правильном выборе тарифа является точное определение напряжения присоединения системы потребления ЭЭ. В современных условиях, ввиду сложности построения электрических сетей, уже на этапе проектирования и подключения системы электроснабжения к сетям ТСО, необходимо рассмотреть вопрос о разграничении балансовой и эксплуатационной ответственности. Решение данной задачи требуется проводить с учетом дальнейшей оптимизации расходов на оплату ЭЭ, что часто осложняется отсутствием опыта эксплуатации ЭУ персоналом потребителей ЭЭ.
На Рис.2.1. приведена поясняющая схема, иллюстрирующая содержание Приказа [113] в части определения тарифа по напряжению присоединения. На схеме показаны два участка распределительных сетей, первый из которых получает питание через двухобмоточный трансформатор ПСІ (ГПП1), а второй -через трехобмоточный трансформатор, установленный на ПС2 (ГПП2). Сети потребителей показаны стрелками, в символьном виде - величинами объемов электропотребления (}VA3 WAII потребителей и значениями тарифных ставок на услуги транспорта с указанием уровня напряжения по шкале дифференциации (верхний индекс). Рассмотрим некоторые характерные ситуации с установлением тарифов на транспорт Границы балансовой принадлежности 1 и 2 не установлены. Это означает, что вся распределительная сеть, показанная на Рис. 2.1., принадлежит ТСО. К этой сети подключены сети абонентов. Потребители, получающие питание непосредственно от шин РУ ПС1 и ПС2 {WA2 WA4 WA5) на на пряжениях 6 - 10; 6 - 10 и 35 кВ, соответственно, будут оплачивать поставленную ЭЭ по тарифным ставкам ТВН- В этой же ситуации потребители (WA6 WAI WA&) получающие питание на тех же напряжениях 6-10;6-10и 35 кВ, будут оплачивать поставленную ЭЭ по тарифным ставкам уСН2 сн2 -рСНі П0СК0ЛЬКу на последнем этапе передачи использованы участки сетей ТСО этих напряжений. Аналогично определяются значения тарифов на транспорт и для абонентов А9 - А14.
Границы балансовой принадлежности 1 и 2 (Рис. 2.2.) установлены для ТСО и ПП, сети которого также получили официальный статус ТСО. Отличие от первой ситуации в том, что величина затрат на оказание услуг транспорта ЭЭ по сетям такого предприятия может не соответствовать затратам ТСО. Однако в случае применения котлового метода это отличие исчезает.
При переходе энергетики на рыночные отношения возникли вопросы ценообразования, оплаты услуг и разрешения споров между структурами Единой национальной электрической сети (ЕНЭС) и потребителями, имеющими г.б.п. в пределах РУ ПС ЕНЭС. Большое число таких потребителей и относительно небольшой объем передаваемой ЭЭ исключают реальную возможность взаимодействия федеральных органов управления с национальной сетью. С целью выхода из создавшейся ситуации введено понятие «последней мили», в соответствии с которым некоторый участок электрооборудования ПС ЕНЭС передается в аренду ТСО. Этот организационный шаг снимает ряд перечисленных проблем, поскольку потребитель при этом оказывается подключенным к сети ТСО.
Рассмотренные примеры доказывают, что для повышения эффективности функционирования и оптимизации тарифной системы потребителя при заключении договора на присоединение к сетям ТСО необходимо добиваться установления г.б.п. на шинах питающей ПС. При этом увеличение доли полученной потребителем ЭЭ на величину потерь в питающей сети (от г.б.п. до зажимов ЭУ), а, следовательно, и увеличение оплаты за ЭЭ, полностью компенсируется за счет более низкой тарифной ставки, что позволяет добиться снижения себестоимости продукции и услуг.
Особенности расчета нормативов технологических потерь электроэнергии при ее передаче по сетям промышленных предприятий
В пределах района сети электрооборудование с большей вероятностью имеет одинаковые режимные параметры. Кроме того, прогнозный отпуск ЭЭ в сеть обычно определяется по отдельным крупным ЦП и потребителям, и, поэтому, должен использоваться для прогнозирования нагрузочных потерь только в конкретной части сети; - при оценочных расчетах потерь в сети 0,4 кВ; - при расчете метрологической слагающей потерь; - при расчете потерь, приходящихся на долю СА в сетях ПП; - при оценке потерь в сетях методами экстраполирования и нормирования [8]. В пределах района сети электрооборудование с большей вероятностью имеет одинаковые режимные параметры. 4) Экспертные оценки - решение указанных проблем производится с использованием методов принятия решений при недостатке и неопределенности исходной информации для условий будущего развития системы и нормирования отдельных показателей ее функционирования с целью повышения надежности и технико-экономической эффективности [17, 80, 91, 130]. Его применение для каждой конкретной ТСО рассматриваемого типа является единственно возможным способом количественной оценки показателей, необходимых для расчета НТПЭ на начальном этапе функционирования ТСО. Использование метода экспертных оценок включает четыре этапа. На 1-м этапе расчетчиком исследуются исходные схемотехнические материалы для расчета НТПЭ, определяется их достоверность и достаточность. На 2-м этапе осуществляются: уяснение решаемой проблемы, определение областей деятельности, определение вида экспертизы и состава экспертной группы, обладающей необходимым практическим опытом расчетов. Одним из основных вопросов на этом этапе является анализ качеств будущих экспертов. На 3-м этапе определяются особенности предоставления исходной информации, разрабатывается принцип формирования модели сетевой организации, выбирается метод расчета НТПЭ. На 4-м этапе осуществляются статистический анализ результатов и составление отчета, обсуждение и одобрение результатов, ознакомление с результатами экспертизы заинтересованных организаций и лиц. Итогом использования методов экспертных оценок является получение исходных данных для расчета НТПЭ согласно существующим алгоритмам. Таким образом, применение метода экспертных оценок является единственно возможным способом расчета НТПЭ на начальном этапе функционирования ТСО третьей группы, но его использование требует анализа экономической эффективности по окупаемости затрат на проведение работ по расчету НТПЭ для каждой конкретной ТСО.
В качестве примера рассмотрим особенности расчета НТПЭ организации, расположенной на территории Нижегородской области, условно названной "ТСО-энерго" [130]. Электрооборудование "ТСО-энерго" рассредоточено на территории 17 районов Нижегородской области. Источниками исходной информации об электрооборудовании и режимах работы "ТСО-энерго" на момент начала обследования были договора аренды электрооборудования и сооружений, договора на техническое и оперативное обслуживание, заключенные администрацией "ТСО-энерго" с филиалами ОАО "Нижновэнерго" на местах, и с ГП ЭЭ по региону. Ввиду невозможности на начальном этапе функционирования "ТСО-энерго" в качестве ТСО осуществлять учет транспортируемой ЭЭ с помощью электрических счетчиков расчетного учета, объемы передаваемой ЭЭ определялись расчетным путем [раздел 1.3].
В ходе обследования ЭУ была получена информация о сетях 0,4 кВ, получающих питание от ТП, арендуемых "ТСО-энерго" у районных администраций только двух районов области. В результате анализа полученных данных, экспертами определена конфигурация сетей 0,4 кВ исследуемой организации, произведено разделение общей длины (общего числа пролетов) фидеров 0,4 кВ на магистральные участки и ответвления (с учетом числа фаз), получены средние значения таких параметров, как число фидеров 0,4 кВ на одно ТП - 2,3 шт./ТП; сечение головного участка магистрали фидера ЛЭП 0,4 кВ - 38,5 мм ; сечение ЛЭП 6 кВ: кабельных линий (КЛ) - 50 мм2 и ВЛ- 35 мм2.
Структурирование информации по электрическим сетям 0,4 кВ всех 17 районов произведено на основе экстраполяции результатов анализа поопорных схем электрических сетей по выборке из двух [160]. Данные районы, согласно экспертным оценкам, являются типовыми для "ТСО-энерго" и экстраполяция результатов выборки не искажает общей картины конфигурации сетей организации в целом. Полученные по результатам расчета в программном комплексе РТП-Ззначения НТПЭ (АЖнтпэ) на период регулирования (Р=1 год) представлены в табл. 3.1.
В сложившейся ситуации, с учетом современного состояния ЭУ боль-шинства ТСО, наиболее эффективным, а, иногда, и единственно возможным для расчета потерь в сетях 0,4 кВ было применение метода оценки потерь по обобщенной информации о схемах и нагрузках сети. Однако, согласно последний редакции [76], его использование возможно лишь при питании сети низкого напряжения ТСО не менее чем от 100 ТП, что существенно ограничивает применение метода для расчета потерь в сетях ТСО. Поэтому возможна ситуация, когда полученный расчетным путем и обоснованный наличием подтверждающих документов НТПЭ в сетях низкого напряжения будет значительно ниже отчетных потерь в этих сетях в виду сложности, а иногда и невозможности сбора исходной информации для проведения расчетов. Такая ситуация приводит к банкротству ТСО и появлению "бесхозных" электрических сетей. Поэтому проведено исследование методов расчета НТПЭ в сети НН с целью сравнительного анализа точности расчета каждого из предлагаемых [76] методов.
Для расчета нормативов потерь в сетях 0,4 кВ при известных схемах этих сетей применяются те же алгоритмы, что и для сетей 6 - 10 кВ (расчет нормативов потерь по методу средних нагрузок или методу числа часов наибольших потерь мощности). С другой стороны, предусмотрены специальные оценочные методы, определяющие порядок расчета НТПЭ в сети НН (метод оценки потерь по обобщенной информации о схемах и нагрузках сети, а также метод оценки потерь с использованием измеренных значений потерь напряжений) [76, 163].
Для проведения численного анализа точности расчетов указанными методами произведен расчет нагрузочных потерь ЭЭ на основе типовой схемы электроснабжения бытовых потребителей 0,4 кВ [32]. Расчетная модель сети представлена на Рис. 3.1.
Исследование структуры коммерческих потерь электроэнергии и разработка мероприятий по их снижению
Под повышением эффективности функционирования ТСО понимается разработка МСП в электрических сетях, оценка потенциала энергосбережения и минимизация рисков ТСО в условиях рынка ЭЭ. Снижение потерь является важнейшей задачей, так как годовой резерв по России [22] составляет 15-25 млрд. кВтч. Для оценки эффективности внедрения МСП необходимо выделение мероприятий по снижению коммерческих, технических и потерь от погрешностей систем учета. Возможны различные варианты стимулирования ТСО к внедрению энергосберегающих мероприятий. В уменьшении нетехнических (коммерческих) потерь заинтересована каждая ТСО, поскольку при тари-фообразовании учитывается только НТПЭ. Поэтому необходима разработка классификации коммерческих потерь электроэнергии и определение мероприятий по обоснованию максимальной доли таких потерь как технологических.
Поскольку [76] не решает вопросов законодательного стимулирования ТСО к разработке и внедрению мероприятий по снижению технических потерь, необходима оценка эффективности внедрения таких мероприятий с целью выявления резервов, анализа полученных результатов и оценки имеющегося потенциала энергосбережения. Снижение потерь ЭЭ позволяет увеличить пропускную способность электрических сетей, разгрузить основное электрооборудование и выявить резервы мощности для подключения новых потребителей. Разгрузка сетей стимулирует появление новых внутрисистемных связей, позволяющих повысить надежность электроснабжения потребителей.
Уровень потерь в электрических сетях - основной технико-экономический показатель эффективности их работы. Этот индикатор все отчетливей свидетельствует о накапливающихся проблемах, которые требуют безотлагательных решений в развитии, реконструкции и техническом перевооружении распределительных сетей, совершенствовании методов и средств их эксплуатации и управления, а также в повышении точности учета ЭЭ. Поэтому одним из основных направлений деятельности ТСО является разработка, совершенствование и внедрение МСП [62, 85]. При решении поставленных задач необходима оценка резервов снижения потерь путем внедрения как незатратных организационных мероприятий, так и технических МСП [146]. Для реализации и контроля мероприятий по повышению эффективности функционировании ТСО необходима разработка и последующая организация системы постоянного мониторинга уровня энергетической эффективности.
Обследование девяти ТСО Нижегородской области, выполнение расчетов нормативов потерь, а также анализ структуры и динамики их изменения в течение пяти лет позволяют выделить среди коммерческих потерь электроэнергии пять основных составляющих [37]: 1. потери от хищения ЭЭ; 2. потери, обусловленные несовершенством системы учета; 3. потери, обусловленные наличием бесхозных потребителей; 4. потери от неэффективности финансовой деятельности; 5. потери от погрешности расчета технологических потерь. Установлено, что основная доля приходится на потери, связанные с хищениями (до 50% от величины коммерческих потерь в целом по сетям РФ). Практически все известные способы хищений [84], так или иначе, связаны с "человеческим фактором", поэтому основной способ борьбы с ними - проведение рейдов по выявлению нарушений у потребителей. На сегодняшний день контроль показаний приборов учета проводят сотрудники энергобаланса, которые в первую очередь заинтересованы в выполнении плана снятия показаний, а не в выявлении хищений. Поэтому ТСО необходимо создавать собственные службы по выявлению бездоговорного и безучетного потребления, персонал которых должен быть мотивирован.
Еще одним эффективным способом борьбы с хищениями электроэнергии является перенос приборов учета на г.б.п. для бытовых потребителей, подозреваемых или уже уличенных на хищении ЭЭ, а также замена ответвлений в жилые дома на самонесущий изолированный провод. Данные мероприятия затратные и должны выполняться за счет средств ТСО, однако при грамотном подходе последующее снижение величины коммерческих потерь приведет к значительному снижению затрат.
Для вновь подключаемых абонентов требуется прописать установку при боров учета на г.б.п. в технических условиях, выдаваемых ТСО. В результате такого переноса наблюдаются два взаимосвязанных, одновременно протекаю щих процесса. Начальное увеличение полезного отпуска, сопровождающееся постоянным снижением потерь, и последующее его уменьшение вследствие снижения потребления бытовыми потребителями. Конечным итогом внедрения таких МСП становиться значительное снижение потерь вследствие сбалансиро ванности поступления ЭЭ в сеть и полезного отпуска из сети. Коммерческие потери от несовершенства системы учета связаны с недостаточностью или отсутствием приборов учета для достоверного определения перетоков ЭЭ по сетям и расчета полезного отпуска. Наиболее характерна подобная ситуация для ТСО третьей группы (глава 1, раздел 1.3). В качестве путей решения этой задачи необходима замена отработавших свой ресурс измерительных комплексов на новые с более высоким классом точности, внедрение АИИС КУЭ, а также оборудование новых узлов учета, обеспечивающих учет отпуска и потерь ЭЭ по ступеням напряжения. Кроме того, отсутствие учета ЭЭ, потребляемой на собственные нужды подстанций, приводит к включению данной величины в состав коммерческих потерь. Поэтому необходимо оборудование всех трансформаторов собственных нужд ТСО приборами учета.
Под бесхозными потребителями понимаются жилые дома, а иногда и целые населенные пункты, которые не состоят на балансе ТСО. Поставляемую электроэнергию жильцы никому не оплачивают, а попытки отключить неплательщиков не дают результатов в связи с отсутствием ответственных за выявление очагов бездоговорного и безучетного потребления, а также несанкционированным повторным подключением к сетям. Электроустановки бесхозных потребителей никем не обслуживаются, их техническое состояние грозит авариями и сопровождается нарушением требований техники безопасности. Для борьбы с подобным проявлением последствий реформирования электроэнергетики необходимо создание на государственном уровне ТСО, принимающих на баланс и обеспечивающих эксплуатацию бесхозного оборудования.
Среди потерь от неэффективности финансовой деятельности выделяются потери при выставлении счетов за ЭЭ; при востребовании оплаты за ЭЭ; связанные с нарушением качества электроснабжения и законным отказом потребителя от полной оплаты.
Первая составляющая связана с неточностью данных о потребителях, в том числе недостаточной или ошибочной информацией о заключенных договорах на поставку ЭЭ, а также ошибками при выставлении счетов из-за отсутствия точной информации по ним и постоянного контроля за актуализацией этой информации. Кроме того, возникает проблема проверки достоверности выставления счетов клиентам, пользующимся специальными тарифами. Основным МСП в этом случае является контроль деятельности сбытовых организаций при заключении договоров энергоснабжения со стороны ТСО.
