Содержание
Жители СНТ и деревень не хотят платить за потери электроэнергии| Новости общества
Предложение отменить и запретить на законодательном уровне взимание дополнительной платы за потери электроэнергии с потребителей СНТ и деревень, имеющих прямые индивидуальные договоры с электросбытовыми организациями, появилось на портале «Российская общественная инициатива
Авторы предложения отмечают, что в настоящее время потребителям электроэнергии в садоводческих и дачных некоммерческих товариществах, а также в деревнях, помимо основной платы за электроэнергию приходится оплачивать еще так называемые потери электроэнергии в проводах подводящих электролиний.
«Это несправедливо и неправильно. Такую доплату целесообразно отменить», — отмечается в предложении.
Размер таких потерь зависит от многих факторов: протяженность линий, сечение проводов, мощность, состояние самих сетей и даже погодные условия.
Отметим, согласно постановлению Правительства РФ от 27.
12.2004 N 861 (ред. от 29.06.2020) «Об утверждении Правил недискриминационного доступа к услугам по передаче электрической энергии и оказания этих услуг…», размер фактических потерь электроэнергии в сетях определяется как разница между объемом электрической энергии, переданной в электрическую сеть в СНТ, и объёмом электроэнергии, которая потреблена энергопринимающими устройствами, присоединенными к данной сети.
По мнению авторов, причина таких потерь электроэнергии может заключаться в техническом несовершенстве, неудачном проектировании и монтаже электролиний, а также некачественном обслуживании сетей. Поэтому несправедливо перекладывать вину за это на потребителей. Их обязанность заключается лишь в оплате фактически потребляемой ими электроэнергии согласно установленному тарифу, отмечается в предложении.
Для снижения потерь необходимо усовершенствовать электролинии, провести своевременный качественный ремонт и т.д. Кроме того, для оптимизации было бы целесообразно объединить электросети и передать их на баланс местных организаций-поставщиков электроэнергии.
Еще один вид дополнительной оплаты, вызывающий недовольство загородных жителей — так называемая плата за «обслуживание счетчиков», под которым понимается учет дистанционно снимаемых показаний цифровых счетчиков. Этот учет, по мнению авторов петиции, должен входить в тариф.
Практическим результатом этих мер станет снижение расхода электроэнергии, устранение лишних платежей, установление справедливого расчета, повышение качества обеспечения потребителей электроэнергией.
Ранее «Московская газета» сообщала, что жители СНТ просили преобразовать товарищества в сельские населенные пункты (присоединить их к деревням), чтобы минимизировать расходы.
Как писали авторы инициативы, владельцы участков в СНТ должны оплачивать существование целого аппарата управления товарищества – председателя, бухгалтера, кассира, электрика и других сотрудников, роль которых неясна, так как все необходимые платежи садоводы могут делать теперь самостоятельно, без посредников, напрямую поставщикам ресурсов и услуг, а также в ФНС.
При этом, как указывается в инициативе, зачастую главная задача таких руководителей заключается лишь в сборе денег и наращивании своей зарплаты. Всего этого нет в деревнях, где представительные функции выполняет староста или сельский совет на общественных началах.
как тариф не завысить и потери покрыть
Платежи за электричество в СНТ по-прежнему вызывают массу вопросов у садоводов. Почему председатель самовольно завысил тариф? Почему я должен платить сверх того, что показывает мой счетчик? Я приезжаю только летом, а плачу наравне с теми, кто живет на даче круглый год…
Председатели в ответ разводят руками — им каким-то образом нужно покрыть потери в сетях, воровство и траты энергии на инфраструктуру СНТ. Поэтому и тариф повышен!
Однако по закону тарифы устанавливает региональный орган власти, а вовсе не СНТ. Все прочие расходы СНТ должно компенсировать за счет дополнительных платежей садоводов, а не за счет изменения тарифа.
Может ли СНТ самовольно менять тариф на электроэнергию?
Коммунальные услуги, в том числе электроэнергия, подлежат государственному регулированию (п.3 ст.24. Закона №35-ФЗ “Об электроэнергетике”; Постановление Правительства от 29 декабря 2011 года № 1178 “О ценообразовании в области регулируемых цен (тарифов) в электроэнергетике”).
Тарифы на электроэнергию устанавливает региональный орган власти в сфере тарифного регулирования — Региональная энергетическая комиссия (РЭК) региона, Государственная служба по регулированию цен и тарифов и т.п.
У органов управления СНТ нет полномочий по изменению тарифов. Поэтому предъявляться электроэнергия к оплате членам СНТ должна по цене приобретения ее у гарантирующего поставщика — по установленному властями тарифу и согласно показаниям индивидуального счетчика за расчетный период.
За самовольное изменение СНТ регулируемых государством цен (тарифов) в электроэнергетике (завышение, занижение, применение неустановленных тарифов) предусмотрена ответственность по ч.
1 и 2 ст.14.6 КоАП.
Судебная практика
Судебная практика показывает, что если СНТ самовольно завышает тариф, это признают незаконным. Даже если СНТ подробно разъяснит, что это по сути не тариф, а некая комплексная плата за электроэнергию, включающая и потери, и содержание электросетей товарищества.
Вывод очевиден. Тариф, установленный регионом, изменять нельзя. Плата по счетчику согласно этому тарифу должна проходить отдельной строкой/ отдельной квитанцией. Так каждый садовод будет видеть, сколько он платит по своему индивидуальному прибору учета, и что сумма рассчитана по утвержденному тарифу. Всё, что он обязан заплатить сверх своих личных трат, должно проходить отдельно в виде дополнительных платежей.
Кто же оплатит всё остальное?
Потери в сети, неучтенное потребление энергии (попросту — воровство), траты на ИОП и общие нужды — общее освещение улиц, насос, трансформатор, освещение/обогрев сторожки и т.п.? Всё, что составляет разницу между показаниями по общему счетчику СНТ и суммой показаний по индивидуальным счетчикам садоводов.
Разницу эту покрыть нужно, иначе у СНТ возникнет долг перед гарантирующим поставщиком энергии, и тогда отключат всех — и честных плательщиков, и воришек энергии.
Но эти траты не могут включаться в тариф, а должны рассчитываться отдельно и покрываться за счет членских взносов, дополнительных платежей — как бы вы это ни назвали. Размер этих платежей имеет право установить СНТ и утвердить на общем собрании.
Таким образом, плата за электроэнергию для каждого садовода в СНТ должна складываться из двух составляющих:
— по личному счетчику согласно тарифу, установленному в регионе;
— сумма, рассчитанная и утвержденная внутри СНТ на покрытие потерь и содержание инфраструктуры, также по региональным тарифам.
Тариф для СНТ
В приложении № 1 к “Основам ценообразования в области регулируемых цен (тарифов) в электроэнергетике”, утвержденных постановлением Правительства №1178, ред. 29.12.2020, приведен перечень категорий потребителей, приравненных к населению, которым электрическая энергия поставляется по регулируемым ценам (тарифам).
В эту категорию отнесены и СНТ/ОНТ (п.2 перечня) — тариф для населения.
Для населения, в свою очередь, тариф может быть базовым, а может быть льготным по решению региональных органов власти — с применением понижающего коэффициента (п.71 и 71(1) “Основ ценообразования…”). Но далеко не во всех регионах СНТ попадают в льготную категорию.
Как рассчитать платеж на потери
Если с тарифом всё более или менее просто — он утвержден органом власти, и остается только взять его и перемножить на показания счетчика — то с потерями всё гораздо сложнее. Не так трудно рассчитать сами потери, как найти справедливый способ распределения этой платы на всех садоводов СНТ.
Рассчитываем потери
Законный способ определения потерь в сетях с формулой расчета прописан в Постановлении Правительства № 861, глава 6 Порядок определения потерь и оплаты этих потерь (с изменениями, внесенными Постановлением Правительства РФ от 07.07.2017 N 810). Также существует Приказ Минэнерго России от 07.
08.2014 N 506 (ред. от 31.08.2016) «Об утверждении Методики определения нормативов потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям» и другие авторские методики и формулы. Актуально это для тех, кто намерен вникать самостоятельно в расчеты.
Можно воспользоваться услугами сторонней организации, которая вычислит за вас потери во внутренних сетях товарищества.
Технологические потери могут быть указаны в договоре СНТ с энергосбытовой компанией.
В любом случае вы получите показатель потерь в процентах.
Для справки: Нормативный уровень потерь — 5% от общего потребления энергии в сетях СНТ. По факту же оказывается, что во многих СНТ уровень потерь достигает не просто максимально допустимого в 10%, но и совсем уж внушительного — 30%. Причинами могут быть износ сетей, ошибки в проектировании сети, недостоверный учет и воровство энергии.
Распределяем плату за потери между садоводами
Напрашивается самый простой вариант — поделить потери поровну на всех собственников участков.
Справедливым его мало кто признает.
Можно делить потери пропорционально потребленной садоводами энергии — кто больше потратил, тот больше платит за потери. Тогда тем, кто приезжает только летом на выходные не придется платить наравне с теми, кто живет на даче круглый год.
Те садоводы, которые платят за электроэнергию по прямым договорам, а также индивидуалы, не освобождаются от платы за потери и инфраструктуру товарищества.
Когда СНТ имеет право на отключение электроэнергии, читайте в статье “Председатель СНТ отключил электричество за долги: законно или нет?”
Потери уже заложены в тариф, зачем платить за них дважды?
Так скажет пытливый садовод, и будет отчасти прав.
В тариф действительно заложены потери. Но это потери в электросетях сетевых компаний, в так называемых высоких сетях, идущих до границы балансовой принадлежности с СНТ, то есть до трансформатора СНТ.
Дальше начинаются внутренние сети товарищества 0,4 кВ, в которых тоже возникают технологические потери.
Тем более, как правило, сети эти сильно изношены. И эти “внутренние” потери в региональный тариф не включены. Поэтому их приходится покрывать СНТ силами садоводов. Либо уменьшать их путем обновления внутренних сетей на более современные.
Это справедливо, если СНТ является собственником своих линий.
Неучтенное потребление электроэнергии
Попросту воровство. Как покрыть эти траты?
Если ничего не предпринимать с целью ограничить воровство энергии, то это неучтенное потребление так и будет неизбежно увеличивать объем “потерь” в сетях товарищества. Либо недосбор будет покрываться за счет других статей сметы. По сути за воришек будут платить все садоводы.
Бороться с воровством сложно, но можно — с помощью выноса счетчиков на столбы, установки АСКУЭ. Оптимальным вариантом решения проблем остается передача сетей СНТ на баланс ресурсоснабжающей организации, переход на прямые договора.
Читайте также “Вынос счетчиков на столбы в СНТ”, “Придут ли “умные” счетчики в СНТ?”
Уменьшаются ли потери электроэнергии в коммунальных сетях?
Система передачи и распределения электроэнергии в США является одной из самых эффективных в мире.
Тем не менее, по данным Управления энергетической информации (EIA), около 5% всей вырабатываемой электроэнергии ежегодно теряется при передаче и распределении. Это привело к убыткам в размере 207 миллионов МВтч в 2020 году на сумму 6,21 миллиарда долларов США, исходя из средней оптовой цены на электроэнергию в размере 30 долларов США за МВтч. В то время, когда цены на топливо постоянно достигают новых максимумов, а потребители электроэнергии изо всех сил пытаются справиться с инфляцией на всех фронтах, достаточно ли делают энергетические компании, чтобы уменьшить потери T&D?
Исследование, проведенное Тихоокеанской северо-западной национальной лабораторией, показало, что одна треть общих потерь T&D приходится на распределительные трансформаторы. В исследовании прогнозируется, что эти потери будут значительно снижены за счет принятия более высоких стандартов эффективности, которые вступили в силу в 2016 году для этого класса трансформаторов. За период с 2016 по 2020 год не произошло заметных изменений в расчетных потерях T&D, возможно, потому, что оборот трансформатора, необходимый для реализации ожидаемых выгод, происходит в течение 20-30 лет.
В настоящее время Министерство энергетики завершает еще один обязательный шестилетний пересмотр стандартов на распределительные трансформаторы и вскоре может предложить измененные требования (см. Досье EERE-2019).-BT-STD-0018-0022). Как и прежде, любые стандартные изменения, вероятно, касаются только нового оборудования.
Коммунальные предприятия исторически были не в состоянии финансово обосновать комплексные программы замены распределительных трансформаторов, основанные исключительно на повышении эффективности. То же самое относится к линиям передачи и распределения, где комплексное количество параметров конструкции и установки влияет на потери в проводнике, диэлектрике, реактивном токе и оболочке. Совокупные потери являются наибольшими для распределительных сетей, и, в отличие от тенденции подземных распределительных систем из соображений надежности, исследования показывают, что потери в подземных кабелях часто выше, чем потери в воздушных проводах.
Регуляторная политика во многих штатах усложняет картину инвестиций в энергоэффективность, навязывая стандарты энергоэффективности ресурсов, которые позволяют учитывать только эффективность конечного использования для целей программы.
Результат, хотя и положительный в некоторых отношениях, заключается в том, что ресурсы сосредоточены на оказании помощи потребителям в реализации инициатив по повышению энергоэффективности, в то время как отсутствуют стимулы для инвестиций в передачу и распределение, которые могли бы иметь такое же или большее влияние на снижение потерь электроэнергии и, соответственно, использование энергии.
Повышение эффективности передачи и распределения
Несмотря на ситуацию с регулированием и масштабы проблемы замены устаревшей инфраструктуры с самыми высокими электрическими потерями (распределительные проводники и трансформаторы), коммунальные предприятия делают немало для повышения эффективности передачи и распределения, в том числе учитывают снижение потерь в инвестиции в проектирование новых мощностей и надежности осуществляются по другим причинам. Это включает в себя установку распределительных конденсаторов, снижение напряжения для сохранения, балансировку фаз, повышение класса напряжения и даже целенаправленную модернизацию трансформатора и проводника.
Кроме того, реагирование на спрос со стороны коммунальных предприятий, прерываемая нагрузка и аналогичные программы, снижающие нагрузку на систему в пиковые периоды, повышают эффективность и сокращают потери. Кроме того, датчики цепей, AMI и инструменты моделирования и анализа системы помогают планировщикам определить с помощью реальных данных, где потери самые большие и какое влияние окажут модификации схемы.
ETAP, IBM, Shaw Power Technology, Inc., Siemens, ABB, MilSoft, PSE и многие другие фирмы предлагают инструменты и услуги для проектирования и моделирования энергосистем. Члены Национальной ассоциации сельских электрических кооперативов (NRECA) используют дополнительный инструмент на базе Excel от Leidos, который помогает кооперативам оценивать потери, анализировать затраты и выгоды и определять оптимизированные методы снижения потерь. Программное обеспечение помогает пользователям методично анализировать компоненты потребления и потерь энергии в сетевых фидерах; фактор стоимости убытков и варианты их снижения с использованием оценки дисконтированных денежных потоков; и определить общую стоимость владения и соотношение выгод и затрат для методов снижения убытков.
Результаты исследования могут привести кооперативы к внедрению балансировки фаз (нагрузки); ручная или автоматическая перенастройка питателя; оптимизация напряжения; коррекция коэффициента мощности конденсаторными батареями; модернизация первичного вторичного и масштабирования услуг; добавление кормушек; повышение класса напряжения; или замена подстанций и распределительных трансформаторов.
Все больше коммунальных предприятий переходят на мегарешения для управления полным спектром проблем в своих распределительных сетях, включая снижение потерь, качество электроэнергии, надежность и отказоустойчивость. Программные платформы усовершенствованной системы управления распределением (ADMS) используют цифровые датчики и переключатели с передовыми технологиями управления и связи для обеспечения балансировки фаз; вольт/вольтамперная реактивная (вольт/вар) оптимизация; снижение напряжения консервации; управление пиковым спросом; и автоматизированное обнаружение неисправностей, изоляция и восстановление обслуживания.
Принятие Приказов FERC 841 и 2222 может способствовать принятию некоторыми коммунальными предприятиями решения установить еще одно мегарешение для управления сетью: распределенные системы управления энергетическими ресурсами (DERM), которые помогают оптимизировать систему распределения и интегрировать DER. DERM помогают коммунальным предприятиям контролировать условия на границе сети, такие как локальные повышенное/пониженное напряжение, проблемы с частотой и нагрузкой, а также повышенные перебои. Сторонники DERM считают, что DER, работающие в гармонии с коммунальными ресурсами, могут помочь сетевым операторам оптимизировать производительность системы и сократить потери. Коммунальные предприятия все чаще принимают решения, способствующие сокращению потерь, от проектирования системы до оборота оборудования и улучшения операций. Будет очень интересно посмотреть, начнет ли недавняя модель 5% потерь T&D улучшаться быстрее.
Коэффициенты потерь при передаче | АЭМС
Когда вы транспортируете электричество по сети столбов и проводов, часть его теряется в виде тепла.
Коэффициенты потерь при передаче рассчитываются Оператором энергетического рынка Австралии (AEMO) для отражения этих потерь электроэнергии.
Генераторы, расположенные в конце линии со слабой передачей, будут зарабатывать меньше. Факторы потерь при передаче помогают показать новым производителям, какие местоположения, вероятно, будут наиболее прибыльными. Таким образом, коэффициенты потерь при передаче обеспечивают важный сигнал о наилучшем месте для размещения новых генерирующих активов, чтобы минимизировать затраты для потребителей.
Энергетическая система Австралии реструктурируется, поскольку угольные генераторы уходят, а новые ветряные и солнечные генераторы подключаются по всей сети. Генераторы получают разные сигналы о том, сколько их энергии будет потеряно при транспортировке по мере изменения типа и местоположения электростанций.
Количество потерянной мощности зависит от:
- удаленности генератора от потребителей — тем больше теряется мощность, чем дальше он перемещается
- напряжение и сопротивление линий электропередачи — «качество» линии
- сколько мощности проходит по линии — более сильно нагруженная линия означает больше тепла и больше потерь.
Коэффициенты потерь при передаче рассчитываются AEMO каждый год. Модели и методология для этих расчетов выполняются AEMO в соответствии с Национальными правилами электроэнергетики и в консультации с заинтересованными сторонами.
Почему важны коэффициенты потерь при передаче?
Физические потери являются неизбежным следствием транспортировки электроэнергии. Коэффициенты потерь при передаче отражают эти физические потери, поэтому истинная стоимость транспортировки электроэнергии очевидна для инвесторов в новые генераторы. Например, они позволяют производителю учитывать стоимость физических потерь при рассмотрении вопроса о том, следует ли подключаться к концу длинной слабой линии вдали от потребителей.
Недавний опыт работы с факторами потерь
Коэффициенты потерь всегда менялись из года в год – в зависимости от того, какие генераторы работают и насколько меняется нагрузка, а также от того, где строятся новые генераторы и закрываются другие генераторы.
Что меняется, так это предсказуемость этих факторов потерь.
За последние несколько лет на периферии системы было подключено больше генераторов, поэтому электричество должно проходить дальше, а сети работают при более низком напряжении. Это особенно характерно для северо-запада Виктории, северного Квинсленда и юго-запада Нового Южного Уэльса. Эти соединения часто находятся в более слабых частях системы с более низким напряжением, что усугубляет электрические потери.
В настоящее время существует беспрецедентное количество генераторов, желающих подключиться к энергосистеме. И все больше генераторов подключаются в местах, где уже подключено много других генераторов, поэтому некоторые линии становятся сильно загруженными, что увеличивает электрические потери.
Что делается в отношении факторов потерь?
При быстром присоединении к системе новых производителей как никогда важно, чтобы инвесторы в генерирующие активы имели доступ к актуальной информации о новых генерирующих проектах и доступ к ключевой технической информации, такой как данные сетевого моделирования.
В октябре 2019 г.AEMC ввела новое правило, чтобы предоставить разработчикам более полную информацию о том, какие проекты нового поколения находятся в стадии разработки, чтобы помочь обосновать их инвестиционные решения.
Кроме того, AEMO предпринимает шаги по совершенствованию методологии и информации о факторах потерь, включая более частую публикацию прогнозируемых значений предельных факторов потерь и консультации с заинтересованными сторонами для уточнения аспектов методологии.
Основной задачей является улучшение координации инвестиций в производство и передачу на национальном рынке электроэнергии. Предлагаемые AEMC реформы COGATI направлены на создание необходимого количества новой инфраструктуры передачи в нужном месте в нужное время с наименьшими затратами для потребителей. Предлагается, чтобы реформы легли в основу работы Совета по энергетической безопасности по проектированию рынка до 2025 года и будут действовать в сочетании с Планом интегрированной системы AEMO, в котором определены необходимые инвестиции в передачу.