Плата за мощность электроэнергии

Новости экономики и финансов СПб, России и мира

Плата за мощность электроэнергии

Введение платы оптимизирует расходы энергокомпаний на строительство новых сетевых объектов, что в итоге должно привести к сокращению тарифов на передачу, считают в Минэнерго. Там утверждают, что организации, подключаясь к энергоисточникам, часто запрашивают большую мощность, чем им реально необходимо.

Это приводит к избыточному строительству новых энергообъектов, затраты на возведение которых включаются в тариф на передачу. В итоге растет стоимость киловатт–часа.

Одновременно увеличивается объем перекрестного субсидирования: те потребители, которые используют всю заказанную при подключении мощность, в итоге платят и за те объекты, которые построены для других компаний, но полностью ими не используются.

В конце 2019 года заместитель министра энергетики РФ Юрий Маневич в статье для журнала “Энергетическая политика” пояснил, что в последние несколько лет разница между мощностью, которую потребитель запрашивает при присоединении к сетям, и фактически потребляемой растет.

Он уточнил, что плату за резервирование предлагается вводить поэтапно. В 2020 году потребители будут оплачивать 5% неиспользуемых мощностей, а к 2025 году — 60%. При этом за резерв будут платить только те, кто не использует закрепленные за ними мощности больше года.

“Для объектов теплоснабжения, водоканалов и военных объектов… предусмотрены льготные условия оплаты резерва — половина заказанной ими при технологическом присоединении максимальной мощности не подлежит оплате вне зависимости от степени ее использования”, — пишет Маневич.

Нет консенсуса

В январе прошлого года казалось, что окончательное решение о введении платы за резервирование принято.

Бывший вице–премьер Дмитрий Козак тогда заявил, что правительство приняло принципиальное решение о ее поэтапном введении.

А куратор отрасли в кабинете Михаила Мишустина — вице–премьер Юрий Борисов — официально на тему резервирования не высказывался. СМИ со ссылкой на источники сообщили, что плата будет введена в 2021 году.

Председатель комитета Госдумы по энергетике Павел Завальный сообщил “ДП”, что помимо введения платы за резервирование сейчас рассматривается несколько инициатив по повышению эффективности работы электросетевого комплекса. В их числе, например, и решения по ограничению льготного технологического присоединения.

Предполагается, что реализация этих намерений позволит снизить нагрузку и на промышленных, и на так называемых прочих потребителей — сельскохозяйственные и бюджетные организации.

“Все это положительно скажется на ситуации в отрасли, позволит остановить непропорциональный рост перекрестного субсидирования для разных категорий потребителей”, — сказал Павел Завальный.

Он уточнил, что данные решения потребуют корректировки федеральных законов, нормативно–правовых актов исполнительной власти. Разработку этих документов ведет Минэнерго. “Конкретные параметры пока обсуждать рано, законопроекты не внесены в Госдуму. Да и на уровне правительства пока идет обсуждение, полного консенсуса между министерствами нет”, — говорит глава думского комитета.

Платить или отключаться

Не успев запустить механизм оплаты сетевого резерва в начале 2020 года, правительство теперь вряд ли пойдет на это в условиях резко изменившейся ситуации в экономике.

Хотя предпосылки для ввода нового платежа сохранились. Крупные предприятия стали вводить собственные энергоисточники и не платить за услуги по передаче электроэнергии.

А они могут составлять до половины стоимости киловатт–часа.

“Получается так: компания строит собственную генерацию, однако от резерва со стороны сетей не отказывается и оставляет за собой право в любой момент потребить электроэнергию из системы, — говорится в статье Юрия Маневича. — При этом сетевые компании вынуждены поддерживать резервы конкретно для этого потребителя, перераспределить мощность другим потребителям невозможно в силу действующего законодательства”.

По данным замминистра, за счет ухода от оплаты услуг по передаче компании экономят до 50% стоимости электроэнергии.

В Петербурге и Ленинградской области некоторые предприятия уже рассматривают вопрос перехода на собственную генерацию, но массового отказа от услуг сетевых компаний нет.

В ПАО “Ленэнерго” отметили, что технологическое присоединение генерирующих электроустановок для снабжения производственных предприятий в настоящее время несистемно.

Объем потребления за 2019 год абонентов ПАО “Ленэнерго”, которые потенциально могут перейти на снабжение от собственной генерации, незначителен.

А за счет ежегодного прироста энергопотребления по региону эта потеря не повлияет на величину годовой выручки компании.

Не видят пока проблем и в АО “ЛОЭСК”: в зоне присутствия сетей компании на сегодняшний день нет примеров, когда крупный потребитель, не имея ранее собственной генерации, построил ее и начал использовать.

“Говорить о наличии системного подхода в нашем регионе к переходу потребителей на собственную генерацию не приходится, однако мы допускаем такую вероятность”, — сказал директор по реализации услуг транспорта электроэнергии ЛОЭСК Евгений Гельгорн.

Впрочем, то, что сейчас потребители не уходят в собственную генерацию, не означает, что они не пойдут по этому пути в будущем.

“Последние 3–4 года наблюдается тенденция перехода отдельных крупных потребителей ПАО “Ленэнерго” с энергоемкими производствами на собственную генерацию без выдачи мощности в сеть”, — признают в “Ленэнерго”.

В компании отметили, что Минэнерго, предлагая механизм оплаты за резерв сетевой мощности, предоставляет потребителю выбор: либо оплатить неиспользуемую резервируемую мощность, либо отказаться от величины неиспользуемой резервируемой мощности в пользу сетевой организации.

Как говорят в энергокомпании, переходить на собственную генерацию потребители могут, руководствуясь разными целями. Она может вводиться дополнительно при увеличении производственных мощностей. В этом случае существующее ранее потребление из сети сохраняется, и сетевая организация не будет получать компенсацию из–за дополнительного ввода собственной генерации.

Но если же потребитель вводит собственную генерацию с целью отказа от потребления энергии из сети, но при этом сохраняет резервное снабжение через сеть “Ленэнерго”, то в случае отсутствия перетока ему придется либо оплатить неиспользуемую резервируемую мощность, либо отказаться от нее.

Расшивка узких мест

В “Ленэнерго” уверены, что предлагаемые министерством изменения законодательства позволят более эффективно загружать центры питания, оптимизировать планы по вводу новых мощностей, но не компенсируют сетевой компании затраты от ухода части потребителей в собственную генерацию.

Следует отметить, что бизнес может получить определенную пользу от введения платы за резервирование. В России в целом и в Петербурге в частности до сих пор много так называемых забитых зон, то есть территорий, куда сложно подвести новую мощность.

Типичным примером является центр Петербурга. Строить здесь новые энергоисточники сложно в силу высокой плотности застройки, необходимости соблюдать градозащитные требования, сложностей с получением согласований при проведении работ.

Между тем далеко не вся существующая в городе мощность используется эффективно.

Подключаясь к энергоисточнику, многие компании стараются взять с запасом, “на вырост”. Малый бизнес по закону имеет право на льготу при подключении до 150 кВт, хотя многим предприятиям достаточно меньшей мощности.

Если провести ревизию энергопотребления, может выясниться, что в центре города есть свободные мощности, которые можно передать новым субъектам экономики. В итоге общая эффективность работы энергосистемы вырастет.

Но есть еще один вопрос. Мощность, за неиспользование которой энергетики хотят брать деньги, досталась потребителям далеко не бесплатно. Получается, что им предлагают заплатить за нее еще один раз.

Учитывая, какую популярность в последние годы приобрели проекты распределенной энергетики в стране, в том числе с использованием возобновляемых источников, вряд ли с введением платы за резервирование сетевой мощности можно ожидать сокращения их количества.

Теоретически возможен и рост числа тех потребителей, которые будут отказываться от услуг сетевых компаний, чтобы не платить за услуги по резервированию. Также не исключено, что возникнет группа потребителей, которая продолжит развивать собственную генерацию, но при этом не откажется от услуг сетей.

Такие компании действительно могут снизить резерв мощности до фактически потребляемой, а в случае необходимости большего объема будут рассчитывать на собственную генерацию. Введение платы должно дисциплинировать не только потребителей. Энергетики тоже должны быть готовы к требованиям к качеству услуг со стороны клиентов.

Например, если какая–либо компания решит вернуться к услугам сетей, то энергетики должны будут все сделать в оговоренные в законодательстве сроки во избежание претензий. Возрастут и требования к безопасности передачи электроэнергии, безаварийной работе, ведь потребители станут больше платить сетям.

Дмитрий Баранов

ведущий эксперт УК “Финам Менеджмент”

Я полагаю, что более правильным с точки зрения рыночного ценообразования было бы не введение платы за резерв мощности, а установление так называемого двуставочного тарифа, включающего в себя плату за мощность и фактическое потребление. Это соответствует существующей модели оптового рынка электроэнергии.

Плата за мощность покроет условно постоянные и инвестиционные затраты в сетях, включая техприсоединение, плата за потребление — переменные. Но все это касается только промышленных потребителей.

Для населения оптимальный выбор — тарифное меню разной стоимостью электроэнергии в разное время суток в сочетании с дифференциацией объема потребления, учитывая, что стоимость электроэнергии для населения сегодня регулируется и субсидируется за счет других потребителей.

Павел Завальный

Председатель Комитета Госдумы По Энергетике

Переход потребителей на собственную генерацию особо не повлияет на объем услуг по передаче электроэнергии по распределительным сетям.

Гораздо большее влияние на объем услуг по передаче оказывает прямое подключение крупных потребителей к сетям ЕНЭС (ФСК ЕЭС), минуя распредсети. Ведь в этом случае распределительные сетевые компании выручку за свои услуги не получают.

Нам представляется, что механизм внесения платы за резервирование сетевых мощностей скорее будет способствовать наращиванию числа замкнутых производственных кластеров, имеющих собственную генерацию.

И, конечно, нужно помнить, что предложенный Минэнерго вариант предусматривает исключение средств за оплаченный резерв из необходимой валовой выручки сетевых организаций в последующие периоды регулирования, что сложно оценить положительно для сетевых компаний.

Евгений Гельгорн

Директор По Реализации Услуг Транспорта Электроэнергии Лоэск

Выделите фрагмент с текстом ошибки и нажмите Ctrl+Enter

Обсуждаем новости здесь. Присоединяйтесь!

Источник: https://www.dp.ru/a/2020/03/17/Za_kilovatti_platjat_dvazhdi

Введение платы за резерв сетевой мощности: польза или зло?

Плата за мощность электроэнергии

Уже довольно долгое время в Правительстве РФ на согласовании находится постановление, устанавливающее обязательство потребителей по оплате услуг по передаче электрической энергии с учетом оплаты резервируемой максимальной мощности.

Напомню, что резервируемая максимальная мощность (далее – “резерв”) представляет собой разность между максимальной мощностью энергопринимающих устройств потребителя, заявленной им в при технологическом присоединении к сети, и мощностью, фактически потребленной им из сети. 

Работа над введением данного механизма оплаты ведется с 2012 года, когда Правила розничных рынков[1] закрепили отдельные положения, касающиеся определения и порядка учета резерва в отношении потребителей электрической энергии.

В этом же документе Правительство РФ поручило Министерству энергетики, Министерству экономического развития, Федеральной службе по тарифам и Федеральной антимонопольной службе на основе анализа объемов резерва, который поддерживаются сетевыми организациями в интересах потребителей, и возможных тарифных последствий от перехода к оплате указанной величины подготовить предложения по определению стоимости услуг по передаче электрической энергии с учетом оплаты резерва. 

В апреле 2013 года Правительство РФ утвердило “Стратегию развития электросетевого комплекса Российской Федерации до 2030 года”, также установившую одной из задач разработку порядка оплаты резерва потребителями, определение сроков перехода к оплате указанной величины и категорий потребителей, на которых такой порядок распространится. В настоящий момент Министерством энергетики подготовлен проект постановления Правительства РФ, отражающий новый механизм оплаты услуг по передаче электрической энергии с учетом оплаты резерва (далее – “Проект”).[2]

Согласно тексту Проекта, в том случае, если заявка на технологическое присоединение энергопринимающего устройства была подана потребителем после 1 июля 2019 года (предполагаю, что в окончательной редакции эта дата может измениться), то такой потребитель будет обязан оплачивать весь объем резерва. 

Если же заявка на технологическое присоединение энергопринимающего устройства была подана потребителем до 1 июля 2019 года, то доля оплачиваемого резерва в объеме услуг по передаче электроэнергии будет расти постепенно — от 5 % до 60 % с 2020 года по 2025 год. 

Проектом установлены условия, при одновременном наличии которых такой потребитель обязан оплачивать объем резерва: 

1. за текущий расчетный период резерв потребителя составляет более 40 % от максимальной мощности соответствующего энергопринимающего устройства; 

2. по всем 12 расчетным периодам, предшествовавшим текущему расчетному периоду, резерв также составляет более 40 % от максимальной мощности такого энергопринимающего устройства. 

То есть резерв подлежит оплате только при условии, если он не используется больше года. 

Также в целях стимулирования отказа потребителей от излишней мощности сетевые организации и гарантирующие поставщики получили право инициировать снижение максимальной мощности энергопринимающих устройств потребителей с одновременным перераспределением объема снижения максимальной мощности в пользу сетевой организации. 

Напомню, что в настоящее время согласно Правилам недискриминационного доступа с такой инициативой могут выступать только сами потребители.

Теперь указанные субъекты не позднее чем за 2 месяца до введения положений, обязывающих потребителей оплачивать резерв, должны будут направить потребителям, резерв энергопринимающих устройств которых по всем 12 расчетным периодам составляет более 40 % от их максимальной мощности, проект соглашения об уменьшении максимальной мощности. 

Потребитель электрической энергии (мощности), получивший такое соглашение и имеющий намерение снизить объем максимальной мощности собственных энергопринимающих устройств с одновременным перераспределением объема снижения максимальной мощности в пользу сетевой организации, указывает в таком соглашении объем мощности, на который уменьшается максимальная мощность, подписывает такое соглашение и направляет в адрес сетевой организации. А если потребитель заключил договор энергоснабжения, потребитель также направляет копию подписанного соглашения в адрес соответствующего гарантирующего поставщика (энергосбытовой, энергоснабжающей организации). 

Что касается возможности перераспределить объем снижения мощности в пользу иных лиц, то здесь ничего нового Проект не предусматривает, данная возможность и порядок ее реализации уже установлены Правилами недискриминационного доступа. 

Особое внимание Проектом уделяется определению максимального объема мощности. Для некоторых категорий потребителей предусмотрен специальный порядок его определения, как, например, для объектов с собственной генерацией и производителей электрической энергии. Также предусмотрены льготные условия оплаты резерва для отдельных потребителей. 

Мнения потребителей относительно пользы нововведения разделились: кто-то приветствует инициативу, а кто-то традиционно против. Почему введение платы за резерв сетевой мощности является положительным? 

Сейчас услуги по передаче электроэнергии оплачиваются исходя из фактически потребленного объема, это в определенных случаях увеличивает финансовую нагрузку для остальных потребителей региона.

Дело в том, что сетевые организации должны поддерживать сети в готовности к передаче всего заявленного потребителем объема мощности независимо от того, потребляет он его фактически или нет. Расходы на содержание сетей закладываются в котловой тариф, который платят все потребители региона.

Тем самым расходы на поддержание сетей в готовности к передаче объема энергии, необходимого такому потребителю, фактически перекладываются на остальных потребителей региона.

Введение платы за передачу электрической энергии исходя из объема присоединенной мощности должно стимулировать потребителей к оптимальному использованию мощности, заказываемой при технологическом присоединении, и соответственно, выравниванию финансовой нагрузки на остальных потребителей. 

С другой стороны, с введением платы за резерв пострадают те потребители, которые в силу особенностей собственного производственного процесса максимальный объем мощности выбирают, но, например, только в ночные часы, а также те, кто использует объекты собственной генерации. 

Однако, как водится, истина где-то посередине. И, скорее всего, потребители значительной пользы для себя не ощутят: выгода утонет в бесконечном росте тарифа. 

Теперь осталось только дождаться, когда же обещанный механизм наконец заработает. Коллеги, кто-то в курсе, когда это случится?   

[1] Постановление Правительства РФ № 442 от 04.05.2012 г. “О функционировании розничных рынков электрической энергии, полном и (или) частичном ограничении режима потребления электрической энергии”. 

[2] Проект Постановления Правительства РФ “О внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации по вопросам определения обязательств потребителей по оплате услуг по передаче электрической энергии с учетом оплаты резервируемой максимальной мощности и взаимодействия субъектов розничных рынков электрической энергии”, текст размещен на официальном сайте https://regulation.gov.ru/projects#npa=85369

Источник: https://zakon.ru/blog/2020/4/16/vvedenie_platy_za_rezerv_setevoj_moschnosti_polza_ili_zlo_83273

Проект по оплате резервируемой мощности электроэнергии – Энергомарт

Плата за мощность электроэнергии

В феврале 2018 г. Правительство РФ подготовило проект постановления: “О внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации по вопросам определения обязательств потребителей по оплате резервируемой мощности и взаимодействия субъектов розничных рынков электрической энергии”. В октябре 2018 года  проект был изменен.

Резервируемая мощность – это разность между максимальной мощностью энергопринимающих устройств потребителя, прописанной в акте технологического присоединения и фактически потребляемой “сетевой” мощностью, которая рассчитывается как средняя из максимумов потребления по рабочим дням в диапазонах часов установленных системным оператором (СО).

Предполагается, что с потребителей будет взиматься оплата за неиспользуемую мощность.

Зачем вводится оплата за резерв мощности?

По оценкам Минэнерго, только в 2015 г. крупные потребители не использовали 58% договорной мощности, или 69 ГВт.

Мощность не используется и не оплачивается потребителями, но так как сети несут затраты на обслуживание оборудование, то их они включают в свой тариф. Таким образом оплачивают все потребители.

  Введением оплаты за резервную мощность правительство хочет призвать предприятия к более разумному использованию уже имеющихся мощностей.

Кого касается?

Оплачивать мощность должны будут предприятия у которых резервируемая максимальная мощность составляет более 40 процентов от максимальной мощности энергопринимающего устройства по 12 расчетным периодам предшествовавшим текущему расчетному периоду.

В иных случаях, а также в отношении точек поставки, по которым осуществляется экспорт (импорт) электрической энергии, объем резервируемой максимальной мощности не оплачивается, а коэффициент оплачиваемой резервируемой максимальной мощности полагается равным единице.

Объем оплачиваемой резервируемой мощности рассчитывается как процент от резервируемой мощности.

Проектом постановления предлагается ввести следующие коэффициенты:

  • в отношении энергопринимающего устройства, заявка на технологическое присоединение которого подана не позднее 1 июля 2019 года:

до 1 января 2020 года  -5%;с 1 января 2020 года до 1 января 2021 года -10%;с 1 января 2021 года до 1 января 2022 года -15%;с 1 января 2022 года до 1 января 2023 года -20%;

с 1 января 2023 года до 1 января 2024 года -60%;

  • в отношении энергопринимающего устройства (совокупности энергопринимающих устройств), заявка на технологическое присоединение которого подана после 1 июля 2019 года – 100%.

Так как закон еще не принят, то сроки скорее всего будут смещены.

Как планируется вводить изменения?

Предполагалось, что с первого расчетного периода после даты вступления в силу изменений и до 1 июля 2019 г.

по итогам каждого расчетного периода поставщики электроэнергии и сетевые организации в счетах на оплату электроэнергии или тарифов на услугу по передаче электроэнергии должны доводить до сведения информацию об объеме резервируемой мощности потребителя и о порядке его оплаты. Изменения еще не приняты поэтому этот срок скорее всего будет смещен.

Также планируется доносить информацию о порядке уменьшения максимальной мощности, в том числе в порядке перераспределения в пользу потребителей, которые хотят увеличить свою мощность.

Потребителям, у которых резерв мощности попадает под оплату, планируется направить, подписанный со стороны сетевой организации проект соглашения об уменьшении максимальной мощности, предусматривающий обязательства сторон этого соглашения по подписанию документов о технологическом присоединении, фиксирующих объем максимальной мощности после ее уменьшения, а также по внесению изменений в иные документы.

Клиент имеющий намерение снизить объем максимальной мощности и перераспределить объем снижения максимальной мощности в пользу сетевой организации, указывает в таком соглашении объем мощности, на который уменьшается максимальная мощность, подписывает такое соглашение и направляет в адрес сетевой организации. Также необходимо будет направить копию подписанного соглашения в адрес своего поставщика электроэнергии.

В отношении точек поставки электрической энергии, энергопринимающие устройства которых присоединены в установленном порядке к объектам электросетевого хозяйства сетевой организации менее 1 года назад, оплачиваемый объем резервируемой мощности принимается равным нулю.

Пример 1. 

  • Регион: Свердловская область
  • Уровень напряжения: СН2
  • Максимальная мощность по акту о технологическом присоединении  – 10000 кВт,
  • Фактическая сетевая потребляемая мощность – 5000 кВт.
  • Оплачивает услугу по передаче электроэнергии по одноставочному тарифу

Предприятие потребляет 50 % от максимальной мощности.

Резервируемая (неиспользуемая мощность) составляет – 5000 кВт.

Источник: https://en-mart.com/oplata-rezerviruemoy-moshhnosti-elektroenergii/

Оплата электроэнергии: за что и сколько?

Плата за мощность электроэнергии

12 августа 2009

*Данный материал старше трёх лет. Вы можете уточнить у автора степень его актуальности.

Проблемы определения количества потребленной электроэнергии и расчета ее стоимости

Первый вопрос, который ставит перед собой предприниматель, заключая договор с поставщиком, подрядчиком или исполнителем: «Во сколько мне это обойдется?».

В традиционных сферах товарного оборота, если договор предельно четко сформирован, данный вопрос решается просто. Однако когда дело касается оборота товаров необычных, таких как электрическая энергия, основной вопрос о цене и количестве товара довольно сложен для непосвященного человека.

Сложности в основном определены тем, что в отношениях, связанных с оборотом электрической энергии, отсутствует свободное ценообразование: стороны не могут произвольно договариваться о цене, за рядом исключений. Кроме того, ситуация осложняется также и наличием конвенциональных способов определения количества и иных параметров товара. Рассмотрим эти вопросы подробнее.

Проблема №1. Как считать?

Существует насколько способов определения количества потребленной электроэнергии: 1) согласно приборам учета (приборный способ); 2) согласно условиям договора между поставщиком и потребителем или правилам, установленным нормативно-правовым актом (расчетный способ).

Каждый платит за то количество энергии, которое потребил согласно приборам учета, если иное не определено специальными нормативно-правовыми актами или соглашением сторон. Таково общее положение, содержащееся в ст.544 Гражданского кодекса Российской Федерации.

Как видим, данная статья содержит довольно интересное условие о том, что стороны вправе установить в договоре иной способ определения количества потребленной энергии или иного ресурса, если обратное не предусмотрено нормой специального нормативного акта.

Таким специальным актом в сфере электроэнергетики являются Правила функционирования розничных рынков электрической энергии в переходный период реформирования электроэнергетики (утв. Постановлением Правительства №530 от 31.08.06).

Но самое интересное, в Правилах прямо не говорится, что при наличии прибора учета количество потребленной энергии должно определяться только на основании приборного способа. Более того п.136 Правил вообще говорит, что оплата потребленной электрической энергии осуществляется на основании данных, полученных с помощью приборов учета и (или) расчетного способа.

Расчетный способ должен определяться в соответствии с правилами коммерческого учета электрической энергии на розничных рынках электрической энергии.

Упомянутые правила учета пока не приняты, посему даже при наличии прибора учета остается альтернатива в определении количества потребленной энергии как расчетным, так и приборным способом.

Если прибора учета нет вообще, либо он вышел из строя, для каждой категории потребителя объем потребления определяется по-разному. Так, обычный потребитель платит за объем, определенный либо договором, либо расчетным методом, предусмотренным п.145 или 146 Правил.

Если это касается гражданина-потребителя, то применению подлежат нормативы потребления коммунальной услуги по электроснабжению. Для владельца нежилого помещения в многоквартирном доме количество потребленной энергии определяется расчетным способом, согласованным ресурсоснабжающей организацией с лицом, заключившим с ней договор, исходя из мощности и режима работы энергоприемников.

Проблема №2. Потери электроэнергии

Еще один элемент, за который вынужден платить потребитель, — потери электрической энергии в его сетях, в частности, в случае установки прибора учета не на границе его балансовой принадлежности. Здесь проявляется некоторая недоработанность Правил.

В них не указано, что в объем потребления включается величина потерь, которые потребитель должен оплатить. Однако если быть дословно точным, п.143 Правил, регламентирующий данную ситуацию, указывает на объем «отпуска из сети», а не на объем потребления.

В таком случае стороны либо должны использовать приборный способ учета и откорректировать его данные по соглашению между собой в сторону увеличения, либо же рассчитать объем потерь в сетях.

Проблема №3. Определение величины электрической мощности

Платежи потребителя электрической энергии связаны не только с оплатой оной, но и с электрической мощностью. Определение потребленного количества мощности зависит от варианта применяемого тарифа. Так, потребитель, применяющий двуставочный тариф (состоящий из ставки за мощность и за энергию), платит за мощность, количество которой определяется следующим образом:

  1. При наличии прибора учета почасового потребления потребленная мощность рассчитывается как отношение суммы максимальных почасовых объемов электрической энергии в устанавливаемые системным оператором плановые часы пиковой нагрузки по местному времени к количеству рабочих дней в расчетном периоде, исходя из условия пятидневной рабочей недели.
  2. Если приборов учета нет, то мощность в плановые часы пиковой нагрузки определяется, исходя из ее почасовых значений, определенных как суммарное потребление электроэнергии, разбитое пропорционально почасовым значениям профиля потребления поставщика.

Если же потребитель применяет тариф, дифференцированный по числу часов использования мощности (ЧЧИМ), либо одноставочный тариф, дифференцированный в зависимости от времени суток, за мощность отдельно он не платит.

Однако с ее определением связаны некоторые последствия применения конкретной тарифной ставки для расчетов.

Например, выбор тарифной ставки, дифференцированной по ЧЧИМ, будет зависеть от того, какие были значения потребления мощности в часы максимальных нагрузок в режимный день зимы и всего годового потребления.

Немного отличается определение стоимости, приходящейся на потребителя электрической энергии, если он для своего энергоснабжения заключил отдельно договор на куплю-продажу с поставщиком и на передачу электрической энергии с сетевой организацией. Объем услуг по передаче определяется также в зависимости от величины потребленной энергии и/или мощности.

Если потребитель применяет двуставочный тариф, который состоит из ставки за содержание сетей и ставки за оплату потерь, то потребитель определяет величину как потребленной мощности, так и энергии. Основной вопрос, естественно, состоит в том, как определить объем мощности, исходя из которого будет производиться оплата услуг по передаче энергии.

В этом плане законодательство, а именно подпункт «а» пункта 14 Правил недискриминационного доступа к услугам по передаче электрической энергии и оказания этих услуг, определяет, что в договоре указывается заявленная мощность, которая служит пределом потребления энергии, превышая который систематически на 10% потребитель должен оплатить фактическую мощность в расчетном периоде либо оплатить мощность максимальную, если речь идет о потребителе с присоединенной мощностью более 750 кВА.

Данное положение дает основание считать, что оплата услуг по передаче связана не с объемом фактических работ (услуг), а с определенной договорной величиной, которая реальную физику не отражает.

Для потребителя это означает, что даже если его потребление было небольшое, а соответственно, и заявленная мощность вся ему не требовалась, то он все равно оплатит услуги по передаче в количестве заявленной мощности.

Данная ситуация совершенно не выгодна потребителю, в силу чего многие согласовывали с сетевыми компаниями положения о расчете не за заявленную, а за фактически потребленную мощность.

Правомерность такого условия несколько сомнительна, учитывая формулировки упомянутой выше ст.544 ГК РФ, которая позволяет платить за факт только при отсутствии иных положений в специальных нормативно-правовых актах.

Абсолютно иная ситуация складывается при применении потребителем одноставочного тарифа за услуги по передаче электрической энергии. Здесь потребитель платит за тот объем услуги, который он реально потребил.

Проблема №4. Как определить цену?

Учитывая, что наш рынок электроэнергии подвергается постепенной либерализации цен (хотя это не означает, что все поставщики энергии могут поставлять ее по свободным ценам, определенным исключительно по воле сторон), свои позиции сдает та часть системы ценообразования, которая предполагала установление цен на энергию исключительно государством.

Естественно, это неудобно для потребителя, который вместо исключительного изучения тарифного меню в нормативно-правовом акте регулирующего органа, вынужден теперь еще дополнительно изучить сайт администратора торговой системы оптового рынка, сайт гарантирующего поставщика, а также, для уверенности, и сайт регулирующего органа.

Для того чтобы получить стоимость потребленного объема энергии, потребитель должен определить объем, который он должен оплатить исходя из тарифа, и объем, оплачиваемый исходя из цены, сложившийся на оптовом рынке электрической энергии.

В принципе, для этого достаточно изучить сайт своего поставщика.

Однако если есть сомнения в правильности определения соотношения количества, которое оплачивается исходя из тарифа и из оптовых цен, то выяснить, оправданны ли сомнения, для потребителя не простая задача.

Следует отметить, что, во-первых, потребитель может смело влиять на стоимость энергии, в том числе и оптовой, выбирая соответствующий вариант тарифа, во-вторых, саму ставку тарифа (как бы странно это не звучало), в-третьих, выбирая себе контрагента.

Что касается первого, то потребитель по договору с гарантирующим поставщиком и поставщиком, который обслуживает население, имеет право выбрать вариант тарифа (двуставочный, одноставочный и т.д). Причем у него есть, в том числе, право поменять его на следующий период регулирования, предварительно уведомив его за месяц до вступления в установленном порядке в силу новых тарифов.

Второй аспект определения цены был сформирован сложившейся судебной практикой, определившей, что стороны вправе сами согласовывать конкретную ставку из тарифного меню.

И даже если ставка не соответствует фактической тарифной группе потребителя, то подлежит применению договорная.

То есть если потребитель, договариваясь с поставщиком, выбрал в договоре тариф, который ему не навязывался, то он будет вынужден оплачивать энергию именно по нему.

Ну и наконец, выбирая в поставщики сбытовую компанию, которая население не обслуживает, потребитель имеет возможность согласовать не только жестко определенную цену энергии на период действия договора, но и согласовать ее совершенно свободно без участия иных лиц.

Автор статьи Иван Елисеев, бывший сотрудник ИНТЕЛЛЕКТ-С. 

Статья была опубликована в журнале “ИНТЕЛЛЕКТ-ПРЕСС”, №15/2009

ЖКХ, недвижимость, энергетика

Источник: https://www.intellectpro.ru/press/works/oplata_elektroenergii_za_chto_i_skol_ko/

Из чего складывается платёж за мощность на оптовом рынке

Плата за мощность электроэнергии

Оптовый рынок электроэнергии и мощности (ОРЭМ) – основная площадка, где крупные игроки отрасли продают и покупают электричество для потребителей.

Заинская ГРЭС

И если объем электроэнергии в киловатт-часах, отпускаемый с шин станций в энергосистему – величина понятная, то с мощностью не всё так просто.

Мощность – мгновенная характеристика, определяющая количество электроэнергии выдаваемой и получаемой в единицу времени.

Одним потребителям нужно немного электроэнергии, но круглые сутки. Другим же нужно наоборот очень много электроэнергии всего на пару часов в день. Таким образом, у первых спрос на мощность будет невелик, а у вторых – максимален.

Готовность выдавать требуемую электрическую мощность в энергосистему в каждый момент времени и есть тот товар, который продаётся на ОРЭМ под названием “рыночная мощность” или “активная мощность”.

Но не только баланс спроса и предложения формирует цену активной мощности. На ОРЭМ существуют еще “нерыночные” механизмы, которые существенно увеличивают её стоимость. Что в конечном итоге увеличивает стоимость электроэнергии в целом.

Составляющие цены на мощность ОРЭМ:

1. Стоимость конкурентного отбора мощности (КОМ)

2. Платёж по договорам на поставку мощности (ДПМ)

3. Платёж электростанциям, работающим в режиме вынужденной генерации (ВГ)

КОМ – это и есть та самая рыночная составляющая, получаемая из баланса спроса и предложения. На оптовый рынок допускаются не все электростанции подряд, а только те, которые соответствуют ряду параметров, определяемых Минэнерго РФ.

иллюстрация из статьи ООО «Сибирская генерирующая компания»

КОМ – ключевое событие для генераторов, поскольку проводится на несколько лет вперёд и определяет, будет ли та или иная электростанция или энергоблок продавать электроэнергию и мощность на ОРЭМ.

Для тех, кто не прошёл конкурентный отбор, существует еще режим вынужденной генерации.

В основном под него подпадают ТЭЦ. У них основной товар – тепло, а электроэнергия идёт “прицепом”. Непопадание на оптовый рынок для таких станций означает угрозу остановки.

Чтобы не подвергать опасности потребителей тепловой энергии, такие станции всё-таки берут на ОРЭМ, пусть и с более высокой стоимостью мощности. Владельцу такой станции приходится доказывать регулятору её крайнюю необходимость в качестве источника тепла и рассчитывать себестоимость производимой электроэнергии.

Договор на поставку мощности или ДПМ – инструмент возврата инвестиций для генераторов, когда платёж за вновь вводимые энергоблоки включается в стоимость рыночной мощности и возвращается в течение 10-15 лет.

Сейчас в России действует одновременно несколько программ ДПМ:

ДПМ-1 – уже закончена, но платежи по ней ещё идут

ДПМ-2 – запущена недавно

ДПМ АЭС/ГЭС – запущена давно и продолжается по сей день

ДПМ ВИЭ – программа по введению ветровых и солнечных электростанций.

Источник: Ассоциация «НП Сообщество потребителей энергии»

В рыночных условиях данные платежи должны быть включены в платёж по КОМ, но тогда генераторы попадают в очень жёсткие конкурентные условия. Поэтому государство в качестве поддержки решило переложить эти затраты на потребителей.

Как видим, только по ДПМ ВИЭ платежи через пять лет вырастут втрое и достигнут своего пика. Влияние на стоимость мощности платежи по ДПМ будут оказывать еще в течение 20 ближайших лет.

график платежей на ОРЭМ по договорам ДПМ ВИЭ

Проблема в том, что первые энергоблоки, введённые по программе ДПМ, к этой дате уже отработают свой нормативный срок эксплуатации.

Основная цель – обновление парка генерирующих мощностей при снижении цен на электроэнергию достигнута не будет.

При этом государство продолжает наращивать объем платежей по ДПМ, что уже привело к казусу на оптовом рынке.

В апреле, на волне коронавирусного карантина, спрос на электроэнергию и мощность существенно упал. Цена на электроэнергию снизилась – всё согласно законам рынка. А вот цена на мощность выросла. Просто потому, что фиксированный платёж по ДПМ при снижении спроса “размазался” на меньшее количество участников.

……………………………………………..

Если вам было интересно, жмите палец вверх!

Подпишитесь на канал и инстаграм автора

………………………………………..

Больше информации о платежах за электроэнергию

Источник: https://zen.yandex.ru/media/id/5eb5f06e948eef66e4bbc987/iz-chego-skladyvaetsia-platej-za-moscnost-na-optovom-rynke-5ef71b1ba51b122dfb911a41

Поделиться:
Нет комментариев

    Добавить комментарий

    Ваш e-mail не будет опубликован. Все поля обязательны для заполнения.