Направления совершенствования системы оплаты услуг на передачу электроэнергии с учетом международного опыта

Page 1
background image

Page 2
background image

66

тарифообразование

Направления 
совершенствования системы 
оплаты услуг на передачу 
электроэнергии с учетом 
международного опыта

УДК 621.316:338.465

Бартоломей

 

П

.

И

.,

д.т.н., профессор

кафедры «Автомати-

зированные электри-

ческие системы»

УрФУ им. Б.Н. Ельцина

Паздерин

 

А

.

А

.,

начальник одела техно-

логического присоеди-

нения филиала Рссети 

МЭС Урала

Паздерин

 

А

.

В

.,

д.т.н., профессор, за-

ведующий кафедрой 

«Автоматизированные 

электрические

системы» УрФУ 

им. Б.Н. Ельцина

На

 

основе

 

обзора

 

международной

 

практики

 

показано

что

 

в

 

мировой

 

энерге

-

тике

 

не

 

существует

 

единой

 

системы

 

оплаты

 

услуг

 

на

 

передачу

 

электрической

 

энергии

Котловой

 

принцип

 

тарифообразования

заложенный

 

в

 

отечественную

 

систему

 

формирования

 

тарифов

требует

 

использования

 

достаточно

 

простых

 

механизмов

 

формирования

 

стоимости

 

услуг

 

на

 

передачу

но

 

это

 

не

 

создает

 

сти

-

мулов

 

ни

 

для

 

сетевых

 

компаний

ни

 

для

 

потребителей

 

к

 

повышению

 

эффектив

-

ности

 

передачи

 

электроэнергии

Для

 

решения

 

проблемы

 

предлагается

 

вводить

 

поправочные

 

коэффициенты

 

к

 

базовым

 

тарифам

 

на

 

передачу

способствующие

 

снижению

 

потерь

выравнивающие

 

загрузку

 

элементов

 

сети

 

и

 

повышающие

 

на

-

дежность

 

электроснабжения

.

Ключевые

 

слова

:

передача электроэнер-

гии, тарифы на пере-

дачу, технологическое 

присоединение, потери 

электроэнергии, повы-

шение эффективности

В 

Российской  Федерации 

передача  и  распределе-

ние  электрической  энер-

гии (ЭЭ) до потребителей 

осуществляется 

Федеральной 

Сетевой  Компанией  (ФСК),  реги-

ональными  и  территориальными 

сетевыми  компаниями,  объеди-

ненными  термином  «электросе-

тевые  организации»  (ЭСО).  Ос-

новную выручку ЭСО получают от 

реализации услуг по передаче ЭЭ, 

при этом дополнительные доходы 

связаны  с  технологическим  при-

соединением  (ТП)  новых  потре-

бителей. В связи с тем, что ЭСО 

осуществляют свою деятельность 

в  условиях  отсутствия  конкурен-

ции,  данные  виды  деятельности 

являются  регулируемыми.  Тари-

фы  на  передачу  электроэнергии 

(ТПЭ)  и  тарифы  на  ТП  устанав-

ливаются  уполномоченными  ре-

гулирующими  органами  (РО)  [1]. 

В  странах  Европейского  союза 

транспорт  (transmission)  и  рас-

пределение  (distribution)  электри-

ческой  энергии  также  осущест-

вляются  разными  ЭСО.  Обычно 

в  каждой  стране  ЕС  существует 

одно предприятие магистральных 

высоковольтных  электрических 

сетей,  называемое  «Transmission 

System  Operator»  (TSO).  Пред-

приятия,  осуществляющие  рас-

пределение ЭЭ по сетям средних 

и  низких  уровней  номинального 

напряжения, имеют общее назва-

ние  «Distribution  system  operator» 

(DSO), и число таких предприятий 

в  каждой  стране  может  быть  до-

статочно большим [2]. 

Помимо  всех  функций  транс-

порта  ЭЭ  на  TSO  многих  стран 

возлагаются  функции  диспетче-

ризации,  аналогичные  функциям 

российского  «Системного  опе-

ратора  ЕЭС».  С  2008  года  TSO 

европейских  стран  объединены 

в  рамках  организации,  имеющей 

аббревиатуру  ENTSO-E  (англ. 

European Network of Transmission 

System  Operators  for  Electricity). 

В  терминологии  АО  «СО  ЕЭС» 

ENTSO-E переводится как «Евро-

пейское  сообщество  операторов 

магистральных  сетей  в  области 

электроэнергетики».  Следует  от-

метить,  что  в  ЕС  разработаны 

пакеты  документов,  регламенти-

рующих взаимоотношения нацио-

нальных компаний по транспорту 

ЭЭ  (TSO)  во  всех  областях  дея-

тельности.

В странах ЕС существуют отли-

чия в принципах оплаты услуг на 


Page 3
background image

67

транспорт  ЭЭ  в  высоковольтных 

электрических  сетях  от  оплаты 

услуг на распределение ЭЭ в низ-

ковольтных  сетях.  Во  всех  стра-

нах  ЕС  транспорт  ЭЭ  относится 

к регулируемому виду деятельно-

сти,  но  существует  большое  раз-

нообразие  в  схемах  организации 

и  функционирования  энергетики. 

Это  разнообразие  обусловлено 

многими,  в  том  числе  и  истори-

ческими  причинами,  и  приводит 

к тому, что механизмы оплаты ус-

луг на транспорт и распределение 

ЭЭ в странах ЕС различаются су-

щественно. 

В таблице 1 представлены осо-

бенности формирования платы за 

транспорт ЭЭ в странах ЕС [2, 3]. 

Они  касаются  соотношения  меж-

ду генераторами и потребителями 

в  оплате  транспорта  ЭЭ,  исполь-

зования дифференцированных во 

времени ТПЭ, а также дифферен-

циации ТПЭ в зависимости от гео-

графического  местоположения, 

включения  потерь  ЭЭ  и  систем-

ных услуг в ТПЭ.

В большинстве стран ЕС плата 

за  передачу  взимается  исключи-

тельно с потребителей ЭЭ и толь-

ко  в  14  странах  передачу  ЭЭ  ча-

стично оплачивают генерирующие 

компании. В 8 странах ЕС в состав 

платы  за  передачу  ЭЭ  не  вклю-

чаются  затраты  на  компенсацию 

потерь.  Также  можно  отметить, 

что  в  подавляющем  большинстве 

стран ЕС плата за передачу элек-

троэнергии включает в себя оказа-

ние системных услуг и не зависит 

от временных рамок и географиче-

ского положения.

В  большинстве  стран  Евро-

пейского союза ТПЭ распредели-

тельных  сетевых  компаний  опре-

деляется  местными  регулирую-

щими органами. Однако в некото-

рых  странах  ТПЭ  регулирующие 

органы  определяют  совместно 

с  ТСО.  Испания  —  единственная 

страна, в которой ТПЭ определя-

ет правительство. 

Во  всех  странах  ЕС  ТПЭ  за-

висят  от  уровня  номинального 

напряжения  в  точке  подключе-

ния  потребителя.  Структура  ТПЭ 

обычно определяется:

 

– компонентой,  связанной  с  от-

пуском ЭЭ потребителю;

 

– компонентой, связанной со зна-

чением  потребляемой  мощ-

ности (для промышленных по-

требителей  это  измеряемый 

максимум  мощности,  а  для 

частных  лиц  и  домовладе-

ний — договорная величина);

 

– постоянной компонентой (став-

ка на содержание), покрываю-

щей  затраты  на  учет  (измере-

ния)  и  административные  из-

держки.

Время  использования  мак-

симума  нагрузки  применяется 

в  ряде  стран  ЕС,  и  обычно  су-

ществует  дифференциация  ТПЭ 

в  зависимости  от  времени  (день/

ночь)  и  сезона  (зима/лето)  для 

промышленных потребителей.

Единый (национальный) тариф 

существует  в  Хорватии,  Фран-

ции,  Литве,  Словении,  Испании, 

Венгрии,  Мальте,  Португалии, 

Кипре, Греции, Италии. В осталь-

ных  странах  ТПЭ  различны  для 

разных ЭСО или для разных тер-

риториальных  (тарифных)  зон, 

которые  могут  обслуживаться 

несколькими  ЭСО.  Социальные 

тарифы  применяются  в  Испании, 

Италии, Франции, Греции. В Ита-

лии,  Португалии  ЭСО  принима-

ют  на  себя  социальные  дотации. 

Плата  за  подключение  опреде-

ляется  как  «высокая»,  когда  она 

покрывает  затраты  потребителя 

и  инфраструктурные  затраты, 

и «низкая», когда инфраструктур-

ные затраты покрываются частич-

но.  Полные  затраты  по-разному 

распределены  между  разными 

группами потребителей. Домовла-

дения оплачивают от 33% до 69% 

всех  затрат  на  передачу  ЭЭ,  что 

существенно  больше  по  сравне-

нию с долей в РФ. 

Постепенно  политика  регули-

рования  ТПЭ  из  области  кратко-

срочных  ценовых  сигналов,  на-

правленных  на  выравнивание 

загрузки  сетей,  перемещается 

в область долгосрочных сигналов 

для  оптимизации  развития  рас-

пределительных  сетей  и  допол-

нительного прироста потребления 

[2].  Практически  во  всех  странах 

ЕС  ЭСО  являются  монополиста-

ми в области установки, владения 

и  обслуживания  средств  учета 

ЭЭ. Исключение могут составлять 

только  крупные  промышленные 

потребители,  которые  сами  вла-

деют  средствами  учета.  В  Вели-

кобритании  владельцы  средств 

измерений  ЭЭ  функции  учета 

выполнять  не  могут,  так  как  этой 

деятельностью должны занимать-

ся  независимые  организации. 

В Швеции сбором измерительной 

информации  занимаются  ЭСО, 

хотя  и  не  владеют  средствами 

учета.  Внедрение  систем  Smart 

Metering  активно  происходит 

в разных странах ЕС:

 

– Италия,  Финляндия,  Швеция 

практически  завершили  уста-

новку;

 

– Австрия,  Франция,  Ирландия, 

Литва,  Кипр,  Греция,  Люксем-

бург,  Чешская  Республика, 

Венгрия, Португалия, Венгрия, 

Польша,  Германия,  Румыния, 

Словакия  имеют  охват  систе-

мами Smart Metering ниже 10

%

;

 

– большинство  стран  имеют 

планы  к  2020  году  обеспечить 

полное  оснащение,  за  исклю-

чением 

Германии, 

Чехии, 

Венгрии, Португалии, Румынии 

и Словакии.

На  основе  обзора  междуна-

родных  систем  оплаты  услуг  на 

транспорт ЭЭ можно сделать вы-

вод,  что  в  целом  отечественная 

система соответствует междуна-

родной практике, но имеет ряд не-

достатков, которые заключаются 

в  следующем  [3].  Дифференци-

ация  ТПЭ  в  зависимости  от  се-

зона года и времени суток в оте-

чественной  электроэнергетике 

отсутствует. 

Территориальная 

удаленность от центров питания 

в  системе  тарифообразования 

не применяется. Любая плата за 

реактивную  мощность  (энергию) 

в  ТПЭ  отсутствует.  Обслужива-

ние средств учета ЭЭ не выделя-

ется в отдельную составляющую 

ТПЭ.  Тарифы  для  населения  су-

щественно ниже, чем для юриди-

ческих лиц и промышленности за 

счет  перекрестного  субсидиро-

вания.  Элементы  перекрестного 

субсидирования в странах ЕС на-

правлены на технологическое со-

вершенствование  электроэнер-

гетических  систем,  внедрение 

пока  еще  дорогих,  но  перспек-

тивных технологий возобновляе-

мой энергетики. В нашей стране 

перекрестное  субсидирование 

решает  социальные  задачи  по 

поддержке  населения  и  не  спо-

собствует  технологическому  об-

новлению отрасли.

 5 (56) 2019


Page 4
background image

68

Табл. 1. Особенности формирования платы за транспорт ЭЭ в странах ЕС

Страна

Доля платы

за передачу ЭЭ

Ценовые сигналы

Потери ЭЭ 

включены

в ТПЭ 

Систем-

ные 

услуги 

включены 

в ТПЭ 

Генера-

ция

Потреб-

ление

Сезонные, 

дневные

Местопо-

ложение

Австрия

43%

57%

Нет

Нет

Да

Да

Бельгия

7%

93%

Нет

Нет

Для сети 

≥150 кВ

Да*

Босния

и Герцего-

вина

0%

100%

Нет

Нет

Нет

Нет

Болгария

0%

100%

Да

Да

Хорватия

0%

100%

Нет

Нет

Да

Да

Кипр

0%

100%

Да

Да

Чешская

Республика

0%

100%

Нет

Нет

Да

Да

Дания

5%

95%

Нет

Нет

Да

Да

Эстония

0%

100%

Да

Нет

Да

Да

Финляндия

18%

82%

Да

Да

Франция

2%

98%

Нет

Да

Да

Германия

0%

100%

Нет

Нет

Да

Да

Велико-

британия

TNUoS 

27% 

BSUoS 

50%

TNUoS 

73%

BSUoS 

50%

Нет

TNUoS 

— 

да

BSUoS 

— 

нет

Нет

Включены 

в BSUoS

Греция

0%

100%

Нет

Нет

Да*

Венгрия

0%

100%

Нет

Нет

Да

Да*

Исландия

0%

100%

Нет

Нет

Да

Да

Ирландия

25%

75%

Нет

Только

генерация

Нет

Да

Италия

0%

100%

Нет

Нет

Нет

Да

Латвия

0%

100%

Нет

Нет

Да

Да

Литва

0%

100%

Нет

Нет

Да

Да

Люксем-

бург

0%

100%

Нет

Нет

Да

Да

FYROM

0%

100%

Да

Да

Черного-

рия

0%

100%

Нет

Да

Да

Нидер-

ланды

0%

100%

Нет

Нет

Да

Да

Северная

Ирландия

25%

75%

Только

генерация

Нет

Нет

Норвегия

40%

60%

Да

Да

Польша

0%

100%

Нет

Нет

Да

Да

Португалия

9%

91%

Нет

Нет

Нет

Румыния

19%

81%

Нет

Да

Да

Сербия

0%

100%

Нет

Да

Да

Словакия

3%

97%

Нет

Нет

Да

Да

Словения

0%

100%

Нет

Да

Да*

Испания

10%

90%

Нет

Нет

Нет

Швеция

39%

61%

Нет

Да

Да

Швейцария

 0%

100%

 Нет

 Нет

Да*

Да*

* — включены в тариф на вспомогательные услуги

ТАРИФО -

ОБРАЗОВАНИЕ

Плата  за  передачу  ЭЭ  с  ге-

нераторов  в  РФ  не  взимается, 

то  есть  только  потребители  ЭЭ 

оплачивают  услуги  по  передаче 

ЭЭ.  Котловой  принцип  тарифо-

образования  распространяется 

на  потребителей,  находящихся 

в пределах одного субъекта РФ, 

то  есть  ТПЭ  одинаковы  внутри 

одного  субъекта  РФ  и  диффе-

ренцированы  по  уровням  на-

пряжения.  Различие  между  со-

ответствующими ТПЭ по разным 

областям  страны  может  быть 

двукратным  [4].  Кроме  того, 

часть  потребителей  может  под-

ключаться 

непосредственно 

к  сетям  ФСК,  минуя  распреде-

лительные ЭСО. При этом неза-

висимо от класса номинального 

напряжения  данные  потребите-

ли находятся в привилегирован-

ных условиях, так как ТПЭ у ФСК 

существенно ниже, чем у регио-

нальных и территориальных се-

тевых компаний. Таким образом, 

на одних уровнях напряжения не 

обеспечивается  равенство  ТПЭ 

не  только  для  разных  субъек-

тов РФ, но и даже внутри одного 

субъекта [4].

На  основе  обзора  междуна-

родного  опыта  можно  сделать 

заключение о необходимости со-

вершенствования системы опла-

ты услуг на передачу электриче-

ской энергии в нашей стране [5]. 

Наиболее  значимыми  техноло-

гическими параметрами процес-

са  электроснабжения  является 

объем  переданной  потребите-

лям  электроэнергии,  месячный 

максимум мощности и величина 

потерь  электрической  энергии. 

На основе этих простых, хорошо 

прогнозируемых  и  измеряемых 

показателей строится и система 

оплаты  услуг  на  передачу  ЭЭ. 

Такой  подход  приводит  к  тому, 

что  финансовая  выручка  элек-

тросетевого  предприятия  очень 

слабо  связана  с  результативно-

стью его деятельности и с каче-

ством  оказания  услуг  на  пере-

дачу  ЭЭ.  Два  наиболее  важных 

показателя, определяющих пла-

ту за передачу ЭЭ, объем пере-

данной  потребителю  электро-

энергии  и  максимум  нагрузки, 

практически никак не зависят от 

деятельности  ЭСО.  Величина 

потерь,  казалось  бы,  является 


Page 5
background image

69

весомым  фактором,  влияющим 

на финансовую выручку ЭСО. Од-

нако  ЭСО  очень  незначительно 

может  повлиять  на  технические 

потери  ЭЭ  за  счет  реализации 

мероприятий по снижению техни-

ческих потерь. Сроки окупаемости 

инвестиционных  мероприятий  по 

реконструкции  сетей  для  целей 

снижения технических потерь ЭЭ, 

как  правило,  очень  велики,  и  ре-

конструкция производится по дру-

гим  причинам.  Мероприятия  по 

снижению  коммерческих  потерь 

ЭЭ  менее  затратны  и  имеют  хо-

рошие сроки окупаемости, однако 

их  реализация  затруднена  в  свя-

зи с тем, что достаточно большая 

доля  ЭЭ  измеряется  средствами 

учета, находящимися в собствен-

ности и на обслуживании третьих 

лиц. 

Отсутствие  реальных  финан-

совых  стимулов  к  совершенство-

ванию  процесса  электроснаб-

жения  потребителей  является 

отрицательным моментом как от-

ечественной  системы  оплаты  ус-

луг  на  передачу  электроэнергии, 

так и систем многих других евро-

пейских  стран  [5].  Это  сдержива-

ет  внедрение  современных  эф-

фективных  технологий  в  области 

передачи  и  распределения  элек-

троэнергии ввиду их финансовой 

нерентабельности.  Важно  отме-

тить, что простота системы тари-

фообразования  является  тормо-

зом  для  внедрения  технологий 

интеллектуальных сетей.

Аналогичная  ситуация  возни-

кает  и  со  стороны  потребителей 

ЭЭ.  У  потребителя  нет  финансо-

вых стимулов к таким очевидным 

с точки зрения процесса электро-

снабжения  вещам,  как  снижение 

потерь  за  счет  компенсации  ре-

активной  мощности,  выравнива-

ние  суточных  и  сезонных  графи-

ков  электропотребления,  участие 

в  регулировании  напряжения 

и  минимизации  потерь,  помощь 

электросетевым 

предприятиям 

в  аварийных  ситуациях.  Такие 

возможности  становятся  все  бо-

лее реальными со стороны потре-

бителей, так как у многих уже име-

ются  установки  распределенной 

генерации,  позволяющие  плавно 

регулировать свое электропотреб-

ление [6, 7]. Оплата услуг на пере-

дачу  ЭЭ  только  потребителями 

сдерживает рост распределенной 

генерации,  так  как  ЭСО  не  заин-

тересованы  в  выдаче  активными 

потребителями  излишков  своей 

генерации,  а  это  требует  модер-

низации как самой электрической 

сети,  так  и  ее  релейной  защиты 

и автоматики. 

Для  повышения  эффектив-

ности  передачи  ЭЭ  и  снижения 

издержек  в  рамках  котловой  сис-

темы  тарифообразования  может 

существовать система стимулиро-

вания ЭСО и потребителей, функ-

ционирующая  в  рамках  скидок 

и надбавок к базовым ТПЭ [8]. Та-

кое стимулирование должно быть 

направлено  на  улучшение  техно-

логических  параметров,  опреде-

ляющих эффективность передачи 

ЭЭ,  таких  как  потери  ЭЭ,  равно-

мерность  загрузки  сети  в  суточ-

ном и сезонном разрезе времени, 

минимизация аварийного недоот-

пуска ЭЭ. 

В качестве возможного приме-

ра  можно  рассмотреть  введение 

скидки/надбавки  к  ТПЭ  за  соот-

ношение потребления реактивной 

и  активной  мощности 

tg 

.  Если 

значение 

tg 

 у потребителя ниже 

предельного  уровня,  то  этот  по-

требитель  способствует  сниже-

нию  потерь  ЭЭ  для  ЭСО  и  полу-

чает  скидку  к  ТПЭ.  В  обратной 

ситуации для потребителя вводит-

ся надбавка в ТПЭ. Подобная вза-

имовыгодная  схема  отношений 

может  применяться  в  отношении 

других  параметров,  определяю-

щих  качество  процесса  электро-

снабжения. Так для выравнивания 

загрузки сетей и снижения потеть 

ЭЭ  возможно  введение  скидки/

надбавки за коэффициент формы 

графика нагрузки. 

Отсутствие  в  числе  финансо-

вых  показателей  характеристик 

надежности 

электроснабжения 

приводит к тому, что категория на-

дежности  никак  не  учитывается 

в рамках существующей системы 

оплаты  услуг  на  передачу  ЭЭ. 

В результате возникает ситуация, 

что  и  ЭСО  несут  за  перерывы 

электроснабжения в большей сте-

пени административную, чем фи-

нансовую ответственность [7].

Реализация  подобных  идей 

возможна  на  базе  технико-эко-

номической  модели  процесса 

транспорта  электрической  энер-

На прав

ах рек

ламы

 5 (56) 2019


Page 6
background image

70

гии [9–11]. Эта модель связывает 

технические параметры процесса 

транспорта  электрической  энер-

гии с такими стоимостными пока-

зателями, как полная и удельная 

стоимость  передачи  ЭЭ  и  по-

этому  она  получила  название 

«модель 

энерго-стоимостного 

распределения». 

Основными 

техническими  параметрами  про-

цесса  транспорта  ЭЭ  являются 

потоки  активной  и  реактивной 

ЭЭ,  относящиеся  к  узлам  и  вет-

вям  схемы  электрической  сети, 

потери  электроэнергии  на  эле-

ментах сети, максимальные и ми-

нимальные  значения  мощностей 

и  напряжений.  Модель  энерго-

стоимостного 

распределения 

интересна  для  оценки  влияния 

технологических параметров про-

цесса  передачи  электроэнергии 

на финансовые результаты. С по-

мощью такой модели можно оце-

нить  экономическую  эффектив-

ность  отдельных  потребителей, 

влияние  присоединения  новых 

потребителей  на  котловые  та-

рифы,  оценить  фактическую  се-

бестоимость  электроснабжения 

различных потребителей и смеж-

ных  электросетевых  компаний. 

Модель может найти применение 

для  разработки  методики  рас-

чета  индивидуальных  тарифов 

на передачу электроэнергии для 

разных электросетевых предпри-

ятий  на  основе  значимых  техно-

логических параметров.  

ЛИТЕРАТУРА
1.  Родин А.В. Зарубежный опыт государственного регули-

рования тарифной политики на рынках электроэнергии // 

Проблемы современной экономики (Новосибирск), 2010, 

№ 2–3. С. 313–318.

2.  ENTSO-E  Overview  of  Transmission  Tariff s  in  Europe: 

Synthesis 2016 URL: https://docstore.entsoe.eu

3.  Зубарев  В.С.,  Паздерин  А.А.,  Паздерин  А.В.,  Фирсо-

ва  Д.А.  Сравнение  систем  оплаты  услуг  на  передачу 

электроэнергии в Российской Федерации и Европейском 

союзе / Сборник докладов 6-й международной научно-

практической  конференции  ЭКСИЭ-06  «Эффективное 

и  качественное  снабжение  и  использование  электро-

энергии». Екатеринбург: Издательство УМЦ УПИ, 2017. 

С. 22–25.

4.  Суюнчев М., Репетюк С., Файн Б., Темная О., Мозговая О.,

Агафонов Д. Межрегиональная дифференциация тари-

фов на электрическую энергию в российской федерации 

// Экономическая политика, 2014, № 1. С. 90–104. 

5.  Паздерин  А.А.,  Паздерин  А.В.  Совершенствование  си-

стемы  тарифи кации  услуг  на  передачу  электрической 

энергии // Научное обозрение, 2016, № 20. С. 207–213. 

6.  Кузнецов  А.В.,  Аргентова  И.В.  Правовые  аспекты  при-

менения повышающих коэффициентов к тарифам за по-

требление реактивной энергии // Промышленная энерге-

тика, 2013, № 7. С. 17–20.

7.  Фраер И.В., Эдельман В.И.

 

Формирование и пути вне-

дрения  дифференцированного  по  надежности  тарифа 

на услуги по передаче электроэнергии в ЕНЭС // Энерге-

тик, 2009, № 9. С. 1–6.

8.  Паздерин А.В., Шевелев И.В., Паздерин А.А., Морозенко 

Н.А. Надбавки и скидки к тарифам на передачу электро-

энергии // ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЯ. Передача и распределе-

ние, 2018, № 5(50). С. 46–51.

9.  Паздерин  А.А.,  Паздерин  А.В.  Представление  процес-

са  передачи  электроэнергии  направленными  потоками 

электроэнергии и стоимости в схеме сети // Электротех-

нические системы и комплексы, 2017, № 1(34). С. 31–36.

10. Паздерин  А.А.,  Паздерин  А.В,  Софьин  В.В.  Технико-

экономическая  модель  передачи  электрической  энер-

гии в сетях энергосистем // Электричество, 2017, № 7. 

С. 4–12.

11. Паздерин А.А. Применение модели энергостоимостного 

распределения  для  оценки  эффективности  передачи 

электроэнергии  до  различных  узлов  сети  //  ЭЛЕКТРО-

ЭНЕРГИЯ. Передача и распределение, 2017, № 6(45). 

С. 36–41.

REFERENCES
1.  Rodin A.V.  Foreign  experience  of  state  regulation  of  tariff  

policy in electrical energy markets // 

Problemi sovremennoy 

ekonomiki

  [Problems  of  present-day  economy]  (Novosy-

birsk), 2010, № 2–3, pp. 313–318. (in Russian)

2.  ENTSO-E Overview of Transmission Tariff s in Europe: Syn-

thesis 2016 URL: https://docstore.entsoe.eu

3.  Zubarev  V.S.,  Pazderin  A.A.,  Pazderin  A.V.,  Firsova  D.A. 

Comparison of payment for electrical energy transmission 

services in the Russian Federation and the European Union 

/ Book of reports of the 6th International research and train-

ing conference "Effi  cient and high-quality supply and use of 

electrical energy". Ekaterinburg, UMTS UPI Publisher, 2017, 

pp. 22–25. (in Russian)

4.  Suyunchev M., Repetyuk S., Fain B., Tyemnaya O., Mozgo-

vaya O., Agafonov D. Interregional diff erentiation of electri-

cal energy tariff s in the Russian Federation // 

Ekonomiches-

kaya politika

 [Economic policy], 2014, № 1, pp. 90–104. 

5.  Pazderin A.A., Pazderin A.V. Improvement of electrical en-

ergy transmission service tariff  system // 

Nauchnoye obo-

zreniye

 [Scientifi c review], 2016, № 20, pp. 207–213. 

6.  Kuznetsov A.V., Argentova I.V. Juridical aspects of multiply-

ing factor application to reactive energy consumption tariff s 

// 

Promyshlennaya energetika

  [Industrial  energy],  2013, 

№ 7, pp. 17–20. (in Russian)

7. Frayer I.V., Edelman V.I. Formation and application of the re-

liability-based tariff  for electrical energy transmission in the 

united national electrical network // 

Energetik

 [Power Engi-

neer], 2009, № 9, pp. 1–6. (in Russian)

8. Pazderin A.V., Shevelev I.V., Pazderin A.A., Morozenko N.A. 

Up-lifts and discounts for electrical energy transmission tar-

iff s  //  ELECTRIC  POWER.  Transmission  and  distribution, 

2018, № 5(50), pp. 46–51. (in Russian)

9.  Pazderin A.A.,  Pazderin A.V.  Presentation  of  electrical  en-

ergy transmission process by directional energy fl ows and 

the cost in the network diagram // 

Elektromekhanisheskiye 

sistemy i kompleksy

 [Electromechanical systems and com-

plexes], 2017, № 1(34), pp. 31–36. (in Russian)

10. Pazderin A.A., Pazderin A.V., Sofyin V.V. Technical-econom-

ical model of electrical energy transmission in power system 

networks // 

Elektrichestvo

 [Electricity], 2017, № 7, pp. 4–12.

11. Pazderin A.A. Application of the cost-based distribution mod-

el for estimation of electrical energy transmission effi  ciency 

to network nodes // ELECTRIC POWER. Transmission and 

distribution, 2017, № 6(45), pp. 36–41. (in Russian)

ТАРИФО -

ОБРАЗОВАНИЕ


Читать онлайн

В настоящее время существует большое количество предпосылок возникновения аварийных ситуаций в электроэнергетической системе, имеющих как прогнозируемый, так и случайный характер. В статье рассмотрены актуальные причины возникновения аварийных ситуаций в электроэнергетической системе и предложен метод гибкого регулирования потребления электроэнергии как возможный способ предотвращения их развития. Представлены предложения по реализации данного метода посредством разработанного комплекса технических средств, состоящих из нескольких комплектов устройств, и пример их практического применения.

Поделиться:

«ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЯ. Передача и распределение» № 2(71), март-апрель 2022

О предельных значениях отклонения частоты напряжения генерирующих установок ТЭЦ и гистограммах ее распределения

Учет электроэнергии / Тарифообразование / Качество электроэнергии
Тукшаитов Р.Х. Семенова О.Д. Иванова В.Р.
Спецвыпуск «Россети» № 1(24), март 2022

Эффективность различных мероприятий по повышению качества электрической энергии

Учет электроэнергии / Тарифообразование / Качество электроэнергии
Тимур Данник, Виктория Дубровская (АО «Россети Тюмень» Сургутские электрические сети)
«ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЯ. Передача и распределение» № 1(70), январь-февраль 2022

Обзор функциональности интеллектуальных приборов учета электроэнергии «МИРТЕК» с комбинированным GSM-модулем с поддержкой GPRS и NB-IoT

Учет электроэнергии / Тарифообразование / Качество электроэнергии
ГК «МИРТЕК»
«ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЯ. Передача и распределение»