Что влияет на объем годового потребления электроэнергии в стране
Зависимость электропотребления от влияния различных факторов. Анализ потребления электроэнергии по ОЭС и энергосистемам 2012–2014 гг.
Рубрика: Технические науки
Дата публикации: 13.03.2015 2015-03-13
Статья просмотрена: 7158 раз
Библиографическое описание:
Биятто, Е. В. Зависимость электропотребления от влияния различных факторов. Анализ потребления электроэнергии по ОЭС и энергосистемам 2012–2014 гг. / Е. В. Биятто, Г. Ю. Шарманова, К. К. Привалихина. — Текст : непосредственный // Молодой ученый. — 2015. — № 6 (86). — С. 126-129. — URL: https://moluch.ru/archive/86/16264/ (дата обращения: 28.12.2021).
Важнейшей задачей электроснабжения является удовлетворение спроса на электроэнергию. На потребление электроэнергии влияют множество факторов, поэтому их необходимо учитывать для обеспечения нормального функционирования энергетической системы.
Анализ показал, что наиболее существенными факторами, влияющими на потребление электроэнергии являются:
— режим работы предприятий;
— бытовой уклад жизни населения;
— продолжительность рабочей недели и выходных дней;
— климатические условия и т. д.
Одним из факторов, оказывающих большее влияние на электропотребление является метеорологический фактор.
К метеофакторам относят: температуру наружного воздуха, освещенность, влажность, скорость ветра. Они во многом определяют сезонные колебания и суточную неравномерность, а также нерегулярные колебания отклонения графиков потребления.
Наиболее сильное влияние на потребление оказывает температура и освещенность. Влияние температуры определяется расходом электроэнергии на отопление зданий, вентиляцию, охлаждение в холодильниках, кондиционерах. Наиболее чувствителен к температуре расход энергии в зимний, отопительный сезон, а также примыкающие к нему периоды. По существующим оценкам, около четверти расходной части энергетического баланса идет на отопительные нужды. Для энергообъединений, где осветительная нагрузка составляет значительную часть, вариации естественной освещенности оказывают влияние на нагрузку, особенно на формирование утреннего и вечернего максимумов [4].
Необходимость более точного и полного учета влияния метеофакторов при планировании и управлении режимами энергетических предприятий возрастает
— во-первых, из-за общего изменения структуры потребления — снижение доли промышленной и увеличение коммунально-бытовой и осветительной нагрузки и, как следствие, увеличение влияния метеофакторов на потребление;
— во-вторых, из-за возникновения в последние годы устойчивых аномальных отклонений метеофакторов, особенно температуры наружного воздуха.
Колебания метеофакторов вызывают резкие скачки электропотребления, заставляющие срочно вводить дополнительные генерирующие мощности со всеми сопутствующими этой ситуации проблемами — нарушениями диспетчерских графиков, внеплановым расходом топлива, снижением надежности и экономичности режимов энергопредприятий.
Нами была проанализирована динамика потребления электроэнергии в ЕЭС России по месяцам за период 2012- 2014гг. с учетом метеофакторов, представленная на рис.1.
Рис.1. Динамика потребления электроэнергии в ЕЭС России по месяцам за период 2012- 2014гг. [1,2,3]
Начало года характеризовалось повышенным температурным фоном, таким образом, заметно снизилось потребление электроэнергии в 1 квартале 2014 года относительно соответствующих показателей 2012 и 2013 гг. Так потребление электроэнергии за 2014 год снизилось на 1,6 % относительно 2013 года. Повышенные значения температуры наружного воздуха в 2012 году оказали наиболее значительное влияние на потребление электроэнергии в феврале (+3,2 %) по сравнению с 2014 годом. В марте 2014 года повышение температуры наружного воздуха в ЕЭС России относительно 2012–2013 гг. составило 6,4 ⁰С, что повлияло на снижение потребления электроэнергии в энергосистеме относительно 2012 года на 3,4 %; относительно 2013 года на 4,8 %.
Объемы потребления электроэнергии в период с мая по сентябрь сохранялись на уровне 2012–2013 гг. так как температура наружного воздуха изменялась незначительно.
В 4 квартале 2014года зафиксировано снижение температуры во всех регионах России на 8,4 ⁰С. В связи с этим был отмечен значительный прирост потребления (+2,9 %) относительно аналогичного периода 2013 года, относительно 2012 года прирост потребления составил (+0,8 %) [1,2,3].
Отдельно нами были проанализированы данные о фактических годовых объемах потребления электроэнергии по ОЭС Сибири за 2012–2014гг.
В ОЭС Сибири входят 12 субъектов РФ: республики Алтай, Бурятия, Тыва и Хакасия, Алтайский, Забайкальский и Красноярский края, Иркутская, Кемеровская, Новосибирская, Томская и Омская области.
Электроэнергетический комплекс объединения образуют 102 тепловые и гидравлические электростанции суммарной установленной мощностью 50947,7 МВт (по данным на 01.01.2015). Одними из наиболее значимых энергообъектов ОЭС Сибири являются: Богучанская ГЭС, Саяно-Шушенская ГЭС, Березовская ГРЭС, Новосибирская ТЭЦ и др [5].
Отдельной категорией потребителей в ОЭС Сибири являются алюминиевые заводы, объем потребления которых составляет более 25 % от суммарного потребления Сибири, а также железная дорога, предприятия металлургической, химической, нефтехимической отраслей.
Суммарное потребление электроэнергии ОЭС Сибири отображено на рис. 2.
Рис. 2. Суммарное потребление электроэнергии ОЭС Сибири 2012–2014гг. [1, 2, 3]
Из приведенной диаграммы видно, что наибольшее потребление электроэнергии характерно для Иркутской области — 26 % (160940,4 млн. кВтч), Красноярского края — 21 % (127392,5 млн. кВтч) и Кемеровской области — 16 % (99266,8 млн. кВтч).
Данные субъекты Сибири являются важными промышленными регионами. Так, одним из крупнейших предприятий Иркутской области является Братский алюминиевый завод, также крупными промышленными центрами области являются Братский лесопромышленный комплекс, Иркутский авиационный завод, Иркутский завод тяжелого машиностроения, Коршуновский горно-обогатительный комбинат и многие другие.
Важными промышленными предприятиями Красноярского края являются: Красноярский алюминиевый завод, Красноярский металлургический завод, Горевский горно-обогатительный комбинат, Норильский комбинат и др.
В Кемеровской области широко развита угольная промышленность (Кузбассразрезуголь, Южный Кузбасс и др.), металлургия представлена такими мощными предприятиями, как Западно-Сибирский Металлургический Комбинат, Новокузнецкий Алюминиевый Завод. Одним из крупнейших предприятий химической отрасли России является ОАО «АЗОТ».
Динамика изменения потребления электроэнергии ОЭС Сибири за 2012–2014гг. представлена на рис. 3.
Рис.3.Динамика изменения потребления электроэнергии в ОЭС Сибири 2012–2014гг. [1, 2, 3]
Из-за высокого промышленного статуса Иркутской области, Красноярского края и Кемеровской области, основная доля энергопотребления в Сибири приходится именно на них.
Таким образом анализ динамики потребления электроэнергии в ЕЭС России в целом и ОЭС Сибири показал, что потребление электрической энергии напрямую связанно с влиянием различных факторов на нормальное функционирование энергетической системы, которые необходимо учитывать при прогнозировании электропотребления.
Кому на Руси жить хорошо. Какая связь между экономикой и потреблением электроэнергии
По данным оператора Единой энергетической системы РФ, потребление электроэнергии в стране в 2018 г. выросло на 1,6% г/г и составило 1076,1 млрд кВт*ч. Согласно информации системного оператора, максимум потребления мощности зафиксирован 24 марта. Он составил 151 877 МВт, что на 0,5% выше, чем годом ранее. Отмечается, что увеличение потребления обусловлено температурным фактором. Март и декабрь были статистически холоднее аналогичных месяцев 2017 г. на 6 и 4,7 градусов Цельсия соответственно. Чем еще определяется уровень потребления электричества?
Чем больше, тем лучше
Базовыми факторами, влияющими на объемы потребления электроэнергии, являются: уровень развития экономики, технологический уклад, динамика доходов населения и потребления в целом — в общем все то, что принято называть экономическим благосостоянием и измерять внутренним валовым продуктом (ВВП).
Логика здесь простая. Чтобы экономика развивалась и доходы граждан повышались, необходимо увеличивать производство товаров и услуг. Это тесно связано с потреблением электроэнергии.
Чем выше доходы населения, тем больше растет потребление. К примеру, современные технологические устройства и услуги целиком основаны на питании электроэнергией. То же самое касается строительства, а затем обслуживание новых зданий и сооружений. В конце концов экономически более развитые регионы привлекают к себе миграционные потоки, что увеличивает потребление электроэнергии.
Потребление электроэнергии в России 1990-2017 гг.
Таким образом рост потребления электроэнергии неразрывно связан с ростом экономики. Посмотрим на динамику этих показателей в России за более чем 20-тилетний период.
Из приведенного выше графика можно извлечь несколько любопытных мыслей.
1. Потребление электроэнергии в России восстановилось до уровней СССР только в 2016 г.
2. Мы видим почти 100%-ую корреляцию темпов роста ВВП и темпов роста потребления электроэнергии.
3. Потребление электроэнергии сокращается в годы экономического спада, рецессии и кризиса.
4. Почти всегда показатель потребления электричества изменяется одновременно с экономической активностью и предсказать рецессию по нему сложно. Однако бывает небольшой лаг при вялотекущем процессе замедления экономики, как в период с 2011 по 2013 гг., когда снижение потребления электроэнергии при очистке от разовых факторов намекало о приближающихся проблемах в экономике.
5. Падение финансовых рынков предшествует снижению потребления электроэнергии.
6. Девальвация 2014-2015 гг. нарушила корреляцию показателей. Тренд на потребление электроэнергии сменился на слабовосходящий.
Как дела обстоят в регионах
Ниже представлена тепловая карта динамики изменения потребления электричества в России по федеральным округам в годовом выражении. Последние несколько лет нет ярко выраженной тенденции. Усугубляет ситуацию то, что на показатель могут заметно влиять несистемные факторы, главным из которых является погода. Иногда и без того слабые показатели могут оказывать завышенными.
Из приведенной карты также видно, что с точки зрения провала потребления электроэнергии, кризис 2014-2015 гг. оказался не таким сильным, как рецессия 2008-2009 гг.
Еще один важный момент, который может пригодиться в инвестировании: потребление электричества во время экономического спада не показывает большой просадки и восстанавливается буквально на второй год. При этом цены на электроэнергию практически фиксированы и не снижаются. По этой причине сектор часто рассматривается в качестве защитного и дивидендного. Но это справедливо далеко не для всех акций российского сектора электроэнергетики.
Ежегодная динамика потребления по федеральным округам представлена ниже и в целом довольно однородна. Впрочем, все зависит от точки зрения, сюрприз будет ниже.
Можно отметить более устойчивый рост спроса на электроэнергию в Санкт-Петербурге, Дальневосточном ФО, а также всплеск потребления электроэнергии в Южном и Северо-Кавказском округах, который скорее всего связан с появление в составе РФ новых субъектов.
Накопленный результат. Лидеры и аутсайдеры
Таблица динамики потребления электроэнергии по субъектам Российской федерации представлена ниже. Динамика отображается накопленным результатом от уровня 2007 г. (если не указано иное).
*Состав федеральных округов был изменен с 2008 г. Начальной точкой для отсчета изменения потребления электроэнергии взят 2008 г.
**Новые субъекты РФ. За точку отчета потребления электроэнергии принят 2015 г.
*** За точку отсчета принят уровень 2006 г. из-за однократного высокого (+28%) всплеска потребления электроэнергии в 2007 г., что вызвало сомнение в релевантности статданных.
Лидеры
Итак, исходя из данных по 2017 г. в абсолютных лидерах среди регионов Российской Федерации является Калужская область. Жители этого региона должны были почувствовать развитие экономики и промышленности, увеличение благосостояния. За 10 лет потребление энергии здесь возросло на 88,5%. Исходя из неплохой корреляции с ростом ВВП, можно судить о соответствующем росте экономики региона. Причем в большей степени экономика субъекта базируется на несырьевом секторе.
Следом идет Республика Ингушетия (+59,1%). Вместе с развитием сельскохозяйственного сектора регион активно пользуется поддержкой федерального центра. Растет доля промышленного сектора. Похожую динамику демонстрирует Адыгейская республика (+56,5%).
На третьем месте Сахалинская область (+54,5%). Такой рост электропотребления на Сахалине в большей степени связан с добычей нефти и газа и сопутствующими отраслями. На долю нефтегазового сектора приходится около 90% экономики региона. Последнее время активно развиваются газовые месторождения. На Сахалине присутствует СПГ завод Газпрома.
В целом среди укрупненных структурных единиц нужно отметить лучшую динамику развития именно Дальневосточного ФО (+23%), как до экономического спада в 2014-2015 гг., так и после. Согласно новым политическим программам правительства можно ожидать сохранения темпов роста потребления электроэнергии и развития региона.
Аутсайдеры
Самой депрессивной, с точки зрения динамики потребления электроэнергии, является Волгоградская область. По данным Росстата, за 10 лет потребление электричества сократилось на 31,6%. Последние несколько лет негативная тенденция лишь усилилась.
При этом одной единственной проблемы у области нет. В качестве негативных экономических факторов можно привести слабую инвестиционную активность, низкие темпы роста оборота розничной торговли, отсутствие роста реальных доходов населения. Также нужно отметить высокую миграцию населения из сельских районов в городские, что приводит к упадку сельского хозяйства. По динамике задолженности по зарплате Волгоградская область лидирует среди регионов Южного ФО.
Следом по темпам снижения потребления электроэнергии идет Северная Осетия (-30,6%). Стоит отметить, что тенденция стала негативной лишь 2-3 года назад. Вполне возможно, что это связано с мероприятиями по повышению платежной дисциплины, что вынудило население перейти на экономный режим потребления. Начало пресекаться неконтролируемое потребление и стали ограничиваться поставки электроэнергии должникам.
На третьем с конца месте в рейтинге (-14,1%) расположилась Ивановская область. Негативная тенденция здесь существует на протяжении последних 10-ти лет. Причиной слабых экономических результатов также является низкая инвестиционная активность. Она вызвана демографическими сложностями, оттоком квалифицированных кадров в соседние регионы и другими проблемами, которые более подробно рассматриваются общественной палатой Ивановской области.
Если говорить о федеральных округах, то самую слабую динамику потребления электроэнергии показывает Приволжский ФО. Большинство субъектов федерации в этом регионе демонстрируют динамику, за исключением Башкортостана, Татарстана, Удмуртии и Мордовии.
Кроме перечисленных аутсайдеров, устойчивая негативная тенденция в потреблении электричества наблюдается в Карельской области, р. Мэрий Эл, Ульяновской и Томской областях.
БКС Брокер
Последние новости
Рекомендованные новости
Прогнозы и комментарии. Рост под конец года
Нефть продолжает расти, несмотря на угрозу профицита
Самые слабые валюты года. Перспективы 2022
5 идей в российских акциях: выделяем привлекательные бумаги
SoFi Technologies. Есть ли перспективы у популярного финтеха
Ралли Деда Мороза в России: какие компании вырастут под Новый год
Дивидендный портфель 2022
Исследование. Как менялась доля голубых фишек на рынке
Адрес для вопросов и предложений по сайту: bcs-express@bcs.ru
* Материалы, представленные в данном разделе, не являются индивидуальными инвестиционными рекомендациями. Финансовые инструменты либо операции, упомянутые в данном разделе, могут не подходить Вам, не соответствовать Вашему инвестиционному профилю, финансовому положению, опыту инвестиций, знаниям, инвестиционным целям, отношению к риску и доходности. Определение соответствия финансового инструмента либо операции инвестиционным целям, инвестиционному горизонту и толерантности к риску является задачей инвестора. ООО «Компания БКС» не несет ответственности за возможные убытки инвестора в случае совершения операций, либо инвестирования в финансовые инструменты, упомянутые в данном разделе.
Информация не может рассматриваться как публичная оферта, предложение или приглашение приобрести, или продать какие-либо ценные бумаги, иные финансовые инструменты, совершить с ними сделки. Информация не может рассматриваться в качестве гарантий или обещаний в будущем доходности вложений, уровня риска, размера издержек, безубыточности инвестиций. Результат инвестирования в прошлом не определяет дохода в будущем. Не является рекламой ценных бумаг. Перед принятием инвестиционного решения Инвестору необходимо самостоятельно оценить экономические риски и выгоды, налоговые, юридические, бухгалтерские последствия заключения сделки, свою готовность и возможность принять такие риски. Клиент также несет расходы на оплату брокерских и депозитарных услуг, подачи поручений по телефону, иные расходы, подлежащие оплате клиентом. Полный список тарифов ООО «Компания БКС» приведен в приложении № 11 к Регламенту оказания услуг на рынке ценных бумаг ООО «Компания БКС». Перед совершением сделок вам также необходимо ознакомиться с: уведомлением о рисках, связанных с осуществлением операций на рынке ценных бумаг; информацией о рисках клиента, связанных с совершением сделок с неполным покрытием, возникновением непокрытых позиций, временно непокрытых позиций; заявлением, раскрывающим риски, связанные с проведением операций на рынке фьючерсных контрактов, форвардных контрактов и опционов; декларацией о рисках, связанных с приобретением иностранных ценных бумаг.
Приведенная информация и мнения составлены на основе публичных источников, которые признаны надежными, однако за достоверность предоставленной информации ООО «Компания БКС» ответственности не несёт. Приведенная информация и мнения формируются различными экспертами, в том числе независимыми, и мнение по одной и той же ситуации может кардинально различаться даже среди экспертов БКС. Принимая во внимание вышесказанное, не следует полагаться исключительно на представленные материалы в ущерб проведению независимого анализа. ООО «Компания БКС» и её аффилированные лица и сотрудники не несут ответственности за использование данной информации, за прямой или косвенный ущерб, наступивший вследствие использования данной информации, а также за ее достоверность.
Министерство энергетики
Вы здесь
Основные характеристики российской электроэнергетики
Информация для данного раздела подготовлена на основании данных АО «СО ЕЭС».
Энергосистема Российской Федерации состоит из ЕЭС России (семь объединенных энергосистем (ОЭС) – ОЭС Центра, Средней Волги, Урала, Северо-Запада, Юга и Сибири) и территориально изолированных энергосистем (Чукотский автономный округ, Камчатский край, Сахалинская и Магаданская область, Норильско-Таймырский и Николаевский энергорайоны, энергосистемы северной части Республики Саха (Якутия)).
Потребление электрической энергии
Фактическое потребление электрической энергии в Российской Федерации в 2019 г. составило 1075,2 млрд кВт∙ч и осталось практически на уровне 2018 г.
По ЕЭС России потребление электрической энергии в 2019 г. составило 1059,4 млрд кВт∙ч и в течение 2019 г. его динамика была разнонаправленной.
Так, в первой половине 2019 г. отмечается снижение объема потребления электрической энергии в ЕЭС России за счет влияния температурного фактора и оценивается величиной 6,8 млрд кВт∙ч (-0,6%) при повышении среднегодовой температуры в энергосистеме на 0,9°С. Наиболее значительное влияние температуры на изменение динамики электропотребления наблюдалось в I квартале 2019 года, когда отклонения среднемесячных температур достигали максимальных значений.
На положительную динамику потребления электроэнергии в ЕЭС России повлияло присоединение к энергосистеме с января 2019 г. работавших ранее изолированно Западного и Центрального энергорайонов энергосистемы Республики Саха (Якутия), годовые объемы потребления электроэнергии которых составили 3,5 и 1,7 млрд кВт∙ч соответственно.
Кроме температурного фактора на положительную динамику изменения электропотребления в ЕЭС России в 2019 г. повлияло увеличение потребления электроэнергии алюминиевыми заводами, промышленными предприятиями химической и нефтеперерабатывающей промышленности, а также на промышленных предприятиях нефте- и газопроводного транспорта.
В течение 2019 г. значительный рост потребления электроэнергии наблюдался на предприятиях производства алюминия:
Среди крупных промышленных предприятий химической и нефтеперерабатывающей промышленности, на которых увеличение объемов потребления электроэнергии повлияло на общую положительную динамику изменения объемов электропотребления в соответствующих территориальных энергосистемах:
Среди промышленных предприятий нефтепроводного транспорта, увеличивших в 2019 г. годовые объемы потребления электроэнергии:
Увеличение объемов потребления электроэнергии газотранспортными предприятиями в 2019 г. отмечено на промышленных предприятиях:
При оценке положительной динамики изменения объема потребления электроэнергии следует отметить рост в течение всего 2019 г. электропотребления на предприятиях железнодорожного транспорта в границах территориальных энергосистем ОЭС Востока: Амурской области, Приморского и Хабаровского краев и Республики Саха (Якутия).
В 2019 году производство электроэнергии на атомных электростанциях ЕЭС России увеличилось на 2,2% относительно объема производства в прошлом году. С увеличением объема производства электроэнергии на атомных электростанциях наблюдалось увеличение расхода электроэнергии на собственные, производственные и хозяйственные нужды электростанций. В значительной мере это проявилось с вводом в 2019 г. нового генерирующего оборудования – энергоблока № 7 на Нововоронежской АЭС.
Производство электрической энергии
В 2019 г. выработка электроэнергии электростанциями ЕЭС России, включая производство электроэнергии на электростанциях промышленных предприятий, составила 1080,6 млрд кВт∙ч (увеличение к объему производства электроэнергии в 2018 г. составило 0,9%), в том числе распределение годового объема производства электроэнергии по типам электростанций составило (табл. 1, табл. 2):
Табл. 1 Баланс электрической энергии в ЕЭС России за 2019 г., млрд кВтч
Показатель
2018
2019
Отклонение (+/-), % 2019 к 2018
Расчетные способы определения объема потребленной электрической энергии (мощности) и основания их применения
В соответствии с «Основными положениями функционирования розничных рынков электрической энергии», утв. Постановлением Правительства РФ от 4 мая 2012 г. № 442 (далее Основные положения) расчетные способы определения объемов потребленной электрической энергии (мощности), применяются в случаях:
отсутствия у потребителей приборов учета электрической энергии;
непредоставления потребителями показаний приборов учета;
недопуска представителей уполномоченных организаций для проведения контрольного снятия показаний прибора учета и проверки его состояния;
выявления фактов безучетного потребления электрической энергии;
выявления фактов бездоговорного потребления электрической энергии.
1. Отсутствие прибора учета
Для расчета объема потребления электрической энергии (мощности) в отсутствие прибора учета, (кроме случаев связанных с неисправностью, утратой или истечением срока межповерочного интервала прибора учета либо его демонтажа в связи с поверкой, ремонтом или заменой), применяется расчетный способ в зависимости от величины максимальной мощности энергопринимающих устройств потребителя в соответствующей точке поставки.
1.1. Если в договоре энергоснабжения имеются данные о величине максимальной мощности энергопринимающих устройств, то объем электроэнергии (мощности) определяется по формуле установленной подпунктом «а» пункта 1 приложения № 3 к Основным положениям.
(Когда договором энергоснабжения определена общая величина максимальной мощности энергопринимающих устройств потребителя, но не предусмотрено ее распределение по точкам поставки, то для применения указанной формулы максимальная мощность энергопринимающих устройств в границах балансовой принадлежности распределяется по точкам поставки пропорционально величине допустимой длительной токовой нагрузки соответствующего вводного кабеля);
1.2. Если в договоре энергоснабжения отсутствуют данные о величине максимальной мощности энергопринимающих устройств, то объем потребления электрической энергии (мощности) в соответствующей точке поставки определяется по формулам установленным подпунктом «б» пункта 1 приложения № 3 Основных положений:
— для однофазного ввода:
— для трехфазного ввода:
— коэффициент мощности при максимуме нагрузки. При отсутствии данных в договоре коэффициент принимается равным 0,9;
1.3. Для потребителей, в расчетах с которыми используется ставка за мощность и почасовые объемы потребления электрической энергии в соответствующей точке поставки – объем используемой электроэнергии (мощности) определяется расчетным способом по формуле:
В случаях, когда точки поставки таких потребителей оборудованы интегральными приборами учета (не позволяющими измерять почасовые объемы потребления электрической энергии), то почасовые объемы потребления электроэнергии в установленные системным оператором плановые часы пиковой нагрузки в рабочие дни расчетного периода полагаются равными минимальному значению из объема потребления электроэнергии, определенного за расчетный период на основании показаний интегрального прибора учета и распределенного равномерно по указанным часам, и объема электрической энергии, соответствующего величине максимальной мощности энергопринимающих устройств этого потребителя в данной точке поставки, а почасовые объемы потребления электрической энергии в остальные часы расчетного периода определяются исходя из равномерного распределения по этим часам объема электрической энергии, не распределенного на плановые часы пиковой нагрузки.
Если к энергопринимающим устройствам такого потребителя технологически присоединены энергопринимающие устройства смежных субъектов электроэнергетики и в соответствии с договором энергоснабжения его объем потребления электроэнергии (мощности) определяется за вычетом объема электрической энергии (мощности), отпущенной смежным субъектам, то объем подлежащий распределению по часам суток определяется как разность объема электроэнергии, определенного за расчетный период на основании показаний прибора учета потребителя и объема электроэнергии, отпущенной смежным субъектов электроэнергетики.
В отсутствие показаний расчетного прибора учета для определения объема электрической энергии (мощности), отпущенной в энергопринимающие устройства смежных субъектов такой объем определяется исходя из показаний контрольного прибора учета, а в случае отсутствия контрольного прибора учета, объем электрической энергии (мощности), отпущенной в энергопринимающие устройства смежных субъектов за соответствующий расчетный период, для целей определения объема потребления электроэнергии такого потребителя, подлежащего распределению по часам суток, принимается равным нулю.
Указанный порядок определения почасовых объемов потребления электрической энергии применяется в отношении потребителей с максимальной мощностью не менее 670 кВт с 1 июля 2013 г.
1.5. В случае неисправности, утраты или истечения срока межповерочного интервала расчетного прибора учета либо его демонтажа в связи с поверкой, ремонтом или заменой определение объема потребления электрической энергии (мощности) осуществляется согласно п. 166 Основных положений в следующем порядке:
а) при наличии контрольного прибора учета используются его показания.
При этом показания контрольного прибора учета используются при определении объема потребления электрической энергии (мощности) за расчетный период в отношении потребителя, осуществляющего расчеты за электрическую энергию (мощность) с применением цены (тарифа), дифференцированной по зонам суток, только в том случае, если контрольный прибор учета позволяет измерять объемы потребления электрической энергии по зонам суток.
Показания контрольного прибора учета используются при определении объема потребления электрической энергии (мощности), за расчетный период в отношении потребителя, осуществляющего расчеты за электрическую энергию (мощность) с использованием ставки за мощность нерегулируемой цены в ценовых зонах и (или) за услуги по передаче электрической энергии с использованием ставки, отражающей удельную величину расходов на содержание электрических сетей, тарифа на услуги по передаче электрической энергии, с учетом следующих требований:
если контрольный прибор учета позволяет измерять почасовые объемы потребления электрической энергии, то такие объемы в соответствующей точке поставки определяются исходя из показаний указанного контрольного прибора учета;
если контрольный прибор учета является интегральным, то почасовые объемы потребления электрической энергии в соответствующей точке поставки определяются следующим образом:
для 3-го и последующих расчетных периодов подряд почасовые объемы потребления электрической энергии в установленные системным оператором плановые часы пиковой нагрузки в рабочие дни расчетного периода определяются как минимальное значение из объема потребления электрической энергии, определенного на основании показаний контрольного прибора учета за расчетный период, распределенного равномерно по указанным часам, и объема электрической энергии, соответствующего величине максимальной мощности энергопринимающих устройств этого потребителя в соответствующей точке поставки, а почасовые объемы потребления электрической энергии в остальные часы расчетного периода определяются исходя из равномерного распределения по этим часам объема электрической энергии, не распределенного на плановые часы пиковой нагрузки.
При этом в случае если к энергопринимающим устройствам потребителя, не представившего показания расчетного прибора учета, технологически присоединены энергопринимающие устройства смежных субъектов электроэнергетики, а также в случае если объем потребления электрической энергии (мощности) энергопринимающими устройствами такого потребителя в соответствии с договорами энергоснабжения (купли-продажи (поставки) электрической энергии (мощности)), оказания услуг по передаче электрической энергии определяется за вычетом объема электрической энергии (мощности), отпущенной в энергопринимающие устройства смежных субъектов электроэнергетики, то объем потребления электрической энергии энергопринимающими устройствами такого потребителя, подлежащий распределению по часам суток в порядке, установленном настоящим пунктом, определяется как разность объема электрической энергии, определенного на основании показаний контрольного прибора учета потребителя за расчетный период, и объема электрической энергии, отпущенной в энергопринимающие устройства смежных субъектов электроэнергетики за соответствующий расчетный период.
В отсутствие показаний расчетного прибора учета, для определения объема электрической энергии (мощности) отпущенной в энергопринимающие устройства смежных субъектов, такой объем определяется исходя из показаний контрольного прибора учета, а в случае отсутствия контрольного прибора учета, объем электрической энергии (мощности) отпущенной в энергопринимающие устройства смежных субъектов за соответствующий расчетный период, для целей определения объема потребления электроэнергии такого потребителя, подлежащего распределению по часам суток, принимается равным нулю.
для 3-го и последующих расчетных периодов подряд объем потребления электрической энергии (мощности) в соответствующей точке поставки определяется расчетным способом:
1.5.1. а) В случае если в течение 12 месяцев расчетный прибор учета повторно вышел из строя по причине его неисправности или утраты, то определение объема потребления электрической энергии (мощности) и оказанных услуг по передаче электрической энергии осуществляется:
При этом в отношении потребителей, осуществляющих расчеты за электроэнергию (мощность) сvприменением цены (тарифа), дифференцированной по зонам суток, показания контрольного прибора учета используются только в том случае, если контрольный прибор учета позволяет измерять объемы потребления электрической энергии по зонам суток.
б) В последующие расчетные периоды (после одного расчетного периода следующего за месяцем, в течение которого расчетный прибор учета вышел из строя) вплоть до допуска расчетного прибора учета в эксплуатацию:
— при наличии контрольного прибора учета – по показаниям контрольного прибора учета.
При этом в отношении потребителя, осуществляющего расчеты за электрическую энергию (мощность) с применением цены (тарифа), дифференцированной по зонам суток, показания контрольного прибора учета используются только в том случае, если контрольный прибор учета позволяет измерять объемы потребления электрической энергии по зонам суток.
Если к энергопринимающим устройствам потребителя, технологически присоединены энергопринимающие устройства смежных субъектов электроэнергетики, с учетом потребления которых определяется объем электропотребления такого потребителя, то использованный этим потребителем объем электрической энергии, подлежащий распределению по часам суток определяется как разность объема электрической энергии, определенного на основании показаний контрольного прибора учета потребителя за расчетный период, и объема электрической энергии, отпущенного в энергопринимающие устройства смежных субъектов электроэнергетики.
— при отсутствии контрольного прибора учета объем потребления электрической энергии (мощности) в соответствующей точке поставки определяется расчетным способом:
2. Непредоставление показаний прибора учета.
В случае непредставления потребителем показаний расчетного прибора учета расчет производится согласно пункта 166 Основных положений.
3. Недопуск к прибору учета представителей уполномоченных организаций для проведения контрольного снятия показаний и проверки его состояния
В случае 2-кратного недопуска к расчетному прибору учета, установленному в границах энергопринимающих устройств потребителя, для проведения контрольного снятия показаний или проведения проверки приборов учета объем потребления электрической энергии (мощности) и оказанных услуг по передаче электрической энергии начиная с даты, когда произошел факт 2-кратного недопуска, вплоть до даты допуска к расчетному прибору учета определяется в порядке, установленном пунктом 166 Основных положений настоящего документа для определения таких объемов начиная с третьего расчетного периода для случая непредставления показаний прибора учета в установленные сроки.
4. Выявление фактов безучетного потребления электроэнергии
С даты составления акта о неучтенном потреблении электрической энергии объем потребления электрической энергии (мощности) определяются: расчетным способом, в соответствии с подпунктом «а» пункта 1 приложения № 3 Основных положений, а для потребителя, в расчетах с которым используется ставка за мощность, почасовые объемы потребления электрической энергии определяются расчетным способом в соответствии с подпунктом «б» пункта 1 приложения № 3 Основных положений.
5. Выявление фактов бездоговорного потребления электроэнергии.
Объем бездоговорного потребления электрической энергии определяется за период времени, в течение которого осуществлялось бездоговорное потребление электрической энергии, расчетным способом, исходя из величины допустимой длительной токовой нагрузки каждого вводного провода (кабеля) по формулам:
— для однофазного ввода:
— для трехфазного ввода:
I доп. дл.- допустимая длительная токовая нагрузка вводного провода (кабеля), А;
— коэффициент мощности при максимуме нагрузки. При отсутствии данных в договоре коэффициент принимается равным 0,9;
Тбд- количество часов в определенном в соответствии с пунктом 196 Основных положений периоде времени, в течение которого осуществлялось бездоговорное потребление, но не более чем 26280 часов, ч.
Стоимость электрической энергии в определенном объеме бездоговорного потребления рассчитывается по нерегулируемой цене, определенной за расчетный период, в котором составлен акт о неучтенном потреблении электрической энергии, как сумма следующих составляющих:
средневзвешенная нерегулируемая цена на электрическую энергию на оптовом рынке, определенная за соответствующий расчетный период по результатам конкурентных отборов на сутки вперед и для балансирования системы коммерческим оператором;
произведение коэффициента оплаты мощности, равного 0,002824, и средневзвешенной нерегулируемой цены на мощность на оптовом рынке, определенной коммерческим оператором;
тариф на услуги по передаче электрической энергии на соответствующем уровне напряжения;
сбытовая надбавка гарантирующего поставщика;
плата за иные услуги, оказание которых является неотъемлемой частью процесса поставки электрической энергии потребителям, определяемая в соответствии с п. 101 Основных положений.