Уровень сн2

При заключении:

  1. договора с энергосбытовой организацией (ЭСО) на продажу электрической энергии и мощности по типу «энергоснабжения»
  2. договора с территориальной сетевой организацией (ТСО) на оказание услуг по передаче электрической энергии

требуется определить тарифный уровень (диапазон, класс) напряжения (ТУН), на котором подключён потребитель электроэнергии к сетям ТСО, так как по тарифному уровню напряжения, идентифицируется величина тарифа на передачу электроэнергии или величина предельных уровней нерегулируемых цен на электроэнергию, включающих в себя тариф на передачу электроэнергии.

По моему мнению, при идентификации тарифного уровня (диапазона) напряжения, предопределяющего размер тарифа на услуги по передаче, необходимо учитывать следующие обстоятельства:

1. Понятия «уровень напряжения» и «напряжения» — это разные понятия

2. Понятия «фактический уровень напряжения» и «фактическое напряжение» — это разные понятия

3. При определении фактического уровня напряжения необходимо учитывать, где находится граница балансовой принадлежности (далее по тексту – ГБП): на «источнике питания» или нет?

4. Алгоритм определения применяемой для расчётов величины тарифа на передачу электроэнергии, при непосредственном подключении энергопринимающих устройств (далее по тексту – ЭПУ) потребителя к объектам электросетевого хозяйства ТСО

Содержание

Понятия «уровень напряжения» и «напряжения» — это разные понятия

Выдержка из «Энциклопедии Экспертов»

«Напряжение» – это техническая характеристика энергоустановки, оно указывает, для приёма какого напряжения предназначена ЭПУ. Измеряется в вольтах (В) или киловольтах (кВ). Предопределяется техническими условиями, проектом на ЭПУ. Первично, как правило, напряжение фиксируется в документах о технологическом присоединении, чаще всего – в актах разграничения балансовой принадлежности. В нашей стране ЭПУ предназначаются для приёма следующего «напряжения»:

  1. 0,4 кВ
  2. 1 кВ
  3. 6 кВ
  4. 10 кВ
  5. 20 кВ
  6. 35 кВ
  7. 110 кВ
  8. 150 кВ
  9. 220 кВ и выше

«Уровень напряжения» (иногда «диапазон напряжения» или «тарифный уровень напряжения», или «тарифный уровень (диапазон) напряжения») – это понятие, используемое:

1. в тарифном регулировании – при установлении тарифов на передачу электроэнергии

2. в применении тарифов на передачу электроэнергии в расчётах за услуги по передаче электроэнергии

По «уровням напряжения» тарифы дифференцируются, то есть различаются по величине. Чем выше «уровень напряжения», тем ниже величина тарифа. Поэтому потребители стремятся подтвердить наиболее высокий «уровень напряжения».

Понятие «уровень напряжения» в нормативно-правовых актах (далее по тексту – НПА) появляется и используется в контексте тарифообразования и тарифоприменения.

Согласно пункта 48 , (далее по тексту — ПНД) «тарифы на услуги по передаче электрической энергии устанавливаются в соответствии с Основами ценообразования в области регулируемых цен (тарифов) в электроэнергетике и Правилами государственного регулирования (пересмотра, применения) цен (тарифов) в электроэнергетике, с учетом пункта 42 настоящих Правил»

В соответствии с пунктом 42 ПНД «при установлении тарифов на услуги по передаче электрической энергии ставки тарифов определяются с учетом необходимости обеспечения равенства единых (котловых) тарифов на услуги по передаче электрической энергии для всех потребителей услуг, расположенных на территории соответствующего субъекта Российской Федерации и принадлежащих к одной группе (категории) из числа тех, по которым законодательством Российской Федерации предусмотрена дифференциация тарифов на электрическую энергию (мощность)».

Дифференциация тарифов на передачу электроэнергии по «уровням напряжения» установлена следующими НПА:

  • (далее по тексту – Основы ценообразования)
  • (далее по тексту – Двадцатая методика):

Пункт 81(1) Основ ценообразования гласит: «Единые (котловые) тарифы дифференцируются по следующим «уровням напряжения»:

Пункт 44 Двадцатой методики устанавливает: «Размер тарифа на услуги по передаче электрической энергии рассчитывается в виде экономически обоснованной ставки, которая в свою очередь дифференцируется по четырем «уровням напряжения»:

Из указанных пунктов НПА также видно, что каждый «уровень напряжения» имеет свои напряжения, которые к нему относятся:

  1. к уровню напряжения – высокое напряжение (ВН) относятся напряжения от 110кВ и выше (т.е. 150кВ и т.д.)
  2. к уровню напряжения – среднее первое напряжение (СН1) относится только одно напряжение — 35 кВ
  3. к уровню напряжения – среднее второе напряжение (СН2) относятся напряжения, значения которых попадают в диапазон: 20-1 кВ, т.е. – это 1 кВ, 6 кВ, 10 кВ, 20 кВ и др.
  4. к уровню напряжения – низкое напряжение (НН) относятся напряжения, значения которых 0,4 кВ и ниже (например, 220 В, 150 В и др.)

По уровням напряжения также дифференцируются предельные уровни нерегулируемых цен на электроэнергию, включающие в себя тариф на передачу электроэнергии. Это можно увидеть из формы публикации данных о предельных уровнях нерегулируемых цен на электрическую энергию (мощность) и составляющих предельных уровней нерегулируемых цен на электрическую энергию (мощность), установленной Приложением к (далее по тексту — Правила определения нерегулируемых цен)

Таким образом, понятия «напряжение» и «уровень напряжения» не тождественны. Это разные понятия. Но их часто путают, особенно при определении величины тарифа на передачу электроэнергии, по которому подлежит оплата оказанных территориальными сетевыми организациями (далее по тексту – ТСО) услуг по передаче. Это происходит ещё из-за того, что путаются понятия «фактический уровень напряжения» и «фактическое напряжение».

Понятия «фактический уровень напряжения» и «фактическое напряжение» — это разные понятия

Для определения величины тарифа на передачу электроэнергии важно установить на каком «фактическом уровне напряжения» подключён потребитель электроэнергии. Не на каком «фактическом напряжении», а на каком «фактическом УРОВНЕ напряжения». Это не одно и тоже.

Эти понятия становятся, практически тождественными при ситуации, когда граница балансовой принадлежности потребителя находится НЕ на ИСТОЧНИКЕ ПИТАНИЯ.

В этом случае за «напряжение», относящееся к соответствующему «уровню напряжения», принимают «фактическое напряжение» ЭПУ потребителя в точке подключения к объектам электросетевого хозяйства ТСО.

То есть «фактическое напряжение» ЭПУ совпадает с «напряжением», которое относится к тому или иному «уровню напряжению». «Фактическое напряжение» ЭПУ потребителя в точке подключения к объектам электросетевого хозяйства ТСО ПРЕДОПРЕДЕЛЯЕТ «фактический УРОВЕНЬ напряжения», используемый для выбора величины тарифа на передачу электроэнергии.

Например, если у вас «фактическое напряжение» ЭПУ в точке подключения к объектам электросетевого хозяйства ТСО составляет 6кВ, и эта точка подключения находится НЕ на источнике питания, то напряжение, относящееся к соответствующему «уровню напряжения», будет тоже 6 кВ. Поэтому, «уровень напряжения» будет «средним вторым» (СН2), так как напряжение ЭПУ полностью совпадает с напряжением, относящимся ко второму «уровню напряжения» (СН2). Отсюда, ваш «фактический уровень напряжения», на котором подключены ваши ЭПУ к объектам электросетевого хозяйства ТСО, будет полностью определяться указанным выше совпадением «напряжений»: напряжения ЭПУ и напряжения, относящегося к соответствующему «уровню напряжения».

Далее, исходя из «фактического уровня напряжения», по тарифному меню ТСО, определяем величину тарифа на передачу электроэнергии, соответствующую уровню напряжения — среднее второе напряжение (СН2).

Совсем иная ситуация, когда граница балансовой принадлежности потребителя находится на ИСТОЧНИКЕ ПИТАНИЯ.

При определении фактического уровня напряжения необходимо учитывать, где находится граница балансовой принадлежности: на «источнике питания» или нет?

Когда ГБП потребителя находится на ИСТОЧНИКЕ ПИТАНИЯ, определение «фактического уровня напряжения», на котором подключены ЭПУ потребителя к объектам электросетевого хозяйства ТСО, производится НЕ по фактическому напряжению ЭПУ потребителя, а по фактическому значению питающего (высшего) «напряжения» центра питания (подстанции).

То есть «фактический уровень напряжения» ПРЕДОПРЕДЕЛЯЕТСЯ фактическим питающим (высшим) напряжением источника питания, а не фактическим напряжением ЭПУ потребителя в точке подключения к объектам электросетевого хозяйства ТСО. В такой ситуации для нас важно не какое фактическое напряжение ЭПУ потребителя, а какое фактическое питающее (высшее) напряжение источника питания. Напряжение ЭПУ потребителя, в этом случае вообще не участвует в определении «фактического уровня напряжения», на котором подключены ЭПУ потребителя к объектам электросетевого хозяйства ТСО, используемого в дальнейшем для выбора величины тарифа на передачу электроэнергии.

Теперь мы должны:

1. соотносить фактическое питающее (высшее) «напряжение» источника питания с «напряжением», относящимся к соответствующему «уровню напряжения»

2. определять «фактический уровень напряжения» по совпадению этих двух напряжений.

Например, если у вас «фактическое напряжение» ЭПУ в точке подключения к объектам электросетевого хозяйства ТСО составляет 6кВ, и эта точка подключения находится на источнике питания, то мы забываем про «фактическое напряжение» ЭПУ.

Сразу же переходим к определению фактического питающего (высшего) напряжение источника питания. Смотрим, что у нас за источник питания? какое высшее напряжение приходит на него? Допустим, у нас источник питания – это подстанция 110/6кВ. Это означает, что на таком источнике питания происходит преобразование напряжения (трансформация) со 110 кВ на 6 кВ. Отсюда, фактическим питающим (высшим) напряжением источника питания является напряжение 110 кВ.

А раз фактическое питающее (высшее) напряжение источника питания составляет 110 кВ, то напряжение, относящееся к соответствующему «уровню напряжения», будет тоже 110 кВ. Поэтому, «фактический уровень напряжения» будет «высоким напряжением» (ВН), так как фактическое питающее (высшее) напряжение источника питания полностью совпадает с напряжением, относящимся к высокому «уровню напряжения» (ВН). Отсюда, ваш «фактический уровень напряжения», на котором подключены ваши ЭПУ к объектам электросетевого хозяйства ТСО, будет полностью определяться указанным выше совпадением «напряжений»: питающего (высшего) напряжения источника питания и напряжения, относящегося к соответствующему «уровню напряжения».

Таким образом, из сказанного следует, что для определения «фактического уровня напряжения» предопределяющего величину тарифа на передачу электроэнергии, сначала необходимо устанавливать, где находится граница балансовой принадлежности:

  1. Не на источнике питания
  2. Или на источнике питания

В первом случае, за напряжение, относящееся к соответствующему «уровню напряжения», надо принимать фактическое напряжение ЭПУ потребителя в точке подключения к объектам электросетевого хозяйства ТСО.

Во второму случае, за напряжение, относящееся к соответствующему «уровню напряжения», надо принимать фактическое питающее (высшее) напряжение источника питания, на котором находится ГБП потребителя.

Это вытекает из следующих НПА:

· абзац 3 пункта 15(2) ПНД гласит: «если граница раздела балансовой принадлежности объектов электросетевого хозяйства сетевой организации и энергопринимающих устройств … потребителя … установлена на объектах…, на которых происходит преобразование уровней напряжения (трансформация), принимается уровень напряжения, соответствующий значению питающего (высшего) напряжения указанных объектов …»

· пункт 45 Двадцатой методики устанавливает: «При расчете тарифа на услуги по передаче электрической энергии за уровень напряжения принимается значение питающего (высшего) напряжения центра питания (подстанции) независимо от уровня напряжения, на котором подключены электрические сети потребителя (покупателя, ЭСО), при условии, что граница раздела балансовой принадлежности электрических сетей рассматриваемой организации и потребителя (покупателя, ЭСО) устанавливается на: выводах проводов из натяжного зажима портальной оттяжки гирлянды изоляторов воздушных линий (ВЛ), контактах присоединения аппаратных зажимов спусков ВЛ, зажимах выводов силовых трансформаторов со стороны вторичной обмотки, присоединении кабельных наконечников КЛ в ячейках распределительного устройства (РУ), выводах линейных коммутационных аппаратов, проходных изоляторах линейных ячеек, линейных разъединителях»

На основе всего выше сказанного, можно построить ниже приведённую матрицу определения «фактического уровня напряжения», применяемого в дальнейшем для идентификации величины тарифа на услуги по передаче электроэнергии:

Из этой матрицы наглядно видно:

1. как будет меняться «фактический уровень напряжения» в зависимости от того где находится граница балансовой принадлежности: на источнике питания или нет

2. как «фактический уровень напряжения» зависит или НЕ зависит от фактического напряжения ЭПУ потребителя в точке подключения к объектам электросетевого хозяйства ТСО. В первом случае напрямую зависит, во втором никак не зависит.

Алгоритм определения применяемой для расчётов величины тарифа на передачу электроэнергии, при непосредственном подключении ЭПУ потребителя к объектам электросетевого хозяйства ТСО

Описанная выше логика, нам нужна, чтобы решить всего одну следующую задачу:

Идентифицировать величину тарифа на передачу электроэнергии, для дальнейшего его применения в расчётах между ТСО и потребителем услуг по передаче электроэнергии в рамках договора энергоснабжения с энергосбытовой организацией (далее по тексту – ЭСО) или в рамках прямого договора оказания услуг по передаче электроэнергии с ТСО.

Целевой результат выполнения данной задачи: Правильно идентифицированная величина тарифа на передачу электроэнергии.

Решается эта задача по следующему алгоритму:

Приведённый выше алгоритм касается только той ситуации, когда энергопринимающие устройства потребителя непосредственно подключены к объектам электросетевого хозяйства ТСО, и к ним применяются:

1. для ситуации когда «ГБП на источнике питания» положения абзаца 3 пункта 15(2) ПНД: «если граница раздела балансовой принадлежности объектов электросетевого хозяйства сетевой организации и энергопринимающих устройств … потребителя … установлена на объектах…, на которых происходит преобразование уровней напряжения (трансформация), принимается уровень напряжения, соответствующий значению питающего (высшего) напряжения указанных объектов …»

2. для ситуации когда «ГБП НЕ на источнике питания» положения части первой абзаца 5 пункта 15(2) ПНД, которые звучат так: «в иных случаях принимается уровень напряжения, на котором подключены энергопринимающие устройства и (или) иные объекты электроэнергетики потребителя электрической энергии (мощности)»

Тарифный или расчетный уровень напряжения играет важнейшую роль при определении стоимости электроэнергии и мощности для потребителей. Что вообще такое физический уровень напряжения, а что такое уровень напряжения, определяемый в целях применения тарифов на электроэнергию? Попробуем разобраться в этой статье.

Электрическая энергия, вырабатываемая на крупных электростанциях генераторами (АЭС, ГЭС, ТЭС) подается в электрические сети высокого, сверхвысокого или ультравысокого напряжения — 110, 220, 330, 500, 750 или даже 1150 кВ (киловольт). Далее по таким электрическим сетям электрическая энергия передается на значительные расстояния до понижающих подстанций. Принцип передачи электрической энергии с использованием электрических сетей высокого и сверхвысокого уровней напряжения позволяет значительно снизить потери электрической энергии при ее передаче на большие расстояния.

Обычно энергопринимающие устройства потребителей присоединены к электрическим сетям среднего и низкого уровня напряжения. Однако зачастую многие крупные производственные объекты (заводы и др) присоединены к электрическим сетям высокого напряжения и такие потребители имеют на своем балансе собственные объекты электросетевого хозяйства (подстанции), понижающие уровень напряжения.

Как мы уже ранее неоднократно упоминали на нашем сайте, конечный тариф на электроэнергию для предприятий состоит из нескольких составляющих. В связи с тем, что уровень напряжения может меняться в процессе выработки и передачи электрической энергии потребителю, составляющая конечной цены на электроэнергию для предприятий — тарифа на услуги по передаче электрической энергии также меняется в зависимости от уровня напряжения, на котором присоединён потребитель к электрическим сетям. Составляющая конечной цены на электроэнергию — тариф на услуги по передаче составляет не менее 40% в конечном тарифе на электроэнергию для предприятия. Следовательно, корректное определение расчетного уровня напряжения — очень важный момент для проведения правильных расчетов с поставщиками электроэнергии.

Выделяют несколько тарифных уровней напряжения электроэнергии:

  • Уровень напряжения ГН
  • Уровень напряжения ВН1
  • Уровень напряжения ВН
  • Уровень напряжения СН1
  • уровень напряжения СН2
  • Уровень напряжения НН

Чем выше расчетный уровень напряжения потребителя, тем ниже применяемый поставщиком электроэнергии тариф на оказание услуг по передаче электрической энергии для расчета стоимости поставленной такому потребителю электрической энергии и мощности.

Следовательно, чем более высокий уровень напряжения в точке присоединения будет у потребителя, тем ниже будут его дальнейшие затраты на оплату электрической энергии поставщикам!

Поэтому правильное определение уровня напряжения играет важную роль для любого потребителя.

Изначально, расчетный (тарифный) уровень напряжения определяется в акте разграничения балансовой принадлежности сторон, который составляется сетевой компанией после окончания процедуры технологического присоединения к электрическим сетям. Затем, тарифный уровень напряжения транслируется в договор энергоснабжения между потребителем и поставщиком электроэнергии.

В связи с этим, в отношении новых объектов, еще не подключенных к электрической сети, перед подачей заявки на технологическое присоединение в электросетевую компанию и подписанием договора о технологическом присоединении к электрическим сетям, необходимо внимательно рассчитать все возможные последствия по выбору точки присоединения к электрическим сетям, а также порядок выполнения технических условий на подключение к электросетям (за чей счет будут строиться и кто останется собственником объектов электросетевого хозяйства после подключения). От этого будет зависеть применяемый тарифный уровень напряжения и, соответственно, стоимость электроэнергии.

Кроме того, стоит отметить важность правильного отражения расчетного уровня напряжения в договоре энергоснабжения, заключаемом между потребителем и поставщиком электроэнергии. Если тарифный уровень напряжения в договоре энергоснабжения согласован неверно, то добиться перерасчета стоимости потребленной электроэнергии за предыдущие периоды будет очень проблематично для потребителя. Однако, наша компания имеет богатый опыт по отстаиванию нарушенных прав потребителей. Мы готовы взять на себя решение проблемы с применением неверного тарифного уровня напряжения и вернуть потребителю переплату за предыдущие годы.

Именно поэтому, от того, насколько Вы сможете правильно подать заявку на подключение к электрическим сетям и заключить договор энергоснабжения с энергосбытом, будет зависеть стоимость электрической энергии для Вашего предприятия, компании или организации.

Суть реформы РАО ЕЭС

Прежде чем перейти к описанию составляющих тарифа на электроэнергию, кратко изложим суть реформы РАО ЕЭС. Функционировавшая до 2002 г. компания (РАО) фактически являлась монополистом в РФ, т.к. совмещала все виды деятельности: начиная от производства и передачи электроэнергии, заканчивая ее распределением и продажей. Соответственно стоимость тарифа на электроэнергию устанавливало государство в лице Федеральной службы по тарифам, что и было основной предпосылкой к реформе, потому как частные инвесторы не вкладывали деньги в эту отрасль, а она требовала серьезной модернизации.

Суть реформы заключалась в том, чтобы постепенно перейти от тарифного регулирования к формированию тарифа рыночным способом, а для этого необходимо было уйти от монополии, создав этот самый рынок. В результате реформы были созданы генерирующие компании (производство электроэнергии), электросетевые компании (передача электроэнергии), системный оператор единой энергосистемы (централизованное управление энергосистемой), энергосбытовые компании в статусе гарантирующих поставщиков (продажа электроэнергии потребителям).

Составляющие тарифа на электроэнергию

Таким образом, стоимость электроэнергии (тарифа) складывается из следующих четырех составляющих: стоимость производства электроэнергии (мощности) + стоимость передачи электроэнергии (мощности) + инфраструктурные платежи + сбытовая надбавка. Стоимость передачи электроэнергии (м) по-другому называется котловой тариф на передачу.

Потребители, у которых заключен договор энергоснабжения, оплачивают электроэнергию гарантирующему поставщику (в одно окно), а уже гарантирующий поставщик распределяет и перечисляет полученные средства генерирующим и сетевым компаниям, а также системному оператору.

Также потребитель вправе заключить два договора: договор купли-продажи электроэнергии, тариф в котором будет включать стоимость производства электроэнергии (мощности) + инфраструктурные платежи + сбытовую надбавку, а также отдельный договор с сетевой компанией на оплату услуги передачи электроэнергии.

В соответствие с ПП РФ от 04.05.12 тарифы на электроэнергию за текущий месяц публикуются гарантирующими поставщиками с задержкой в 15 дней. Например, тарифы за август публикуются до 15 сентября и т.д., поэтому узнать в текущем месяце значение тарифов невозможно.

Ниже указана таблица в которой приблизительно указан порядок процентного соотношения каждой составляющей в общей доле тарифа.

Стоимость производства электроэнергии (м)

Котловой тариф на передачу

Сбытовая надбавка гарантирующего поставщика

Инфраструктурные платежи

40%

55%

4,9%

0,1%

Первая составляющая: стоимость производства электроэнергии (мощности)

Именно эта составляющая в тарифе определяется рыночным путем, т.е. зависит от спроса и предложения на рынке электроэнергии. Упрощенно схема работы следующая: в соответствие с реформой в каждом регионе РФ находится несколько генерирующих компаний, которые в процессе торгов борятся за объемы электроэнергии, которые необходимо произвести по заявкам от крупных потребителей, постепенно снижая стоимость своих предложений. Таким образом, победившая компания производит электроэнергию под конкретную заявку, например, под гарантирующего поставщика и эта составляющая стоимости затем транслируется в тариф.

Следует отметить, что кроме рынка электроэнергии, также есть рынок мощности. Если провести аналогию с другим энергоресурсом — водой, то электроэнергия — это вода, а мощность — это ее напор. Т.е. в тарифе содержится составляющая на оплату производства электроэнергию, а также составляющая на обеспечение соответствующей мощности.

Итого: стоимость производства электроэнергии (мощности) — это значение, которое изменяется ежемесячно, либо ежесячно в зависимости от выбранного тарифного плана на электроэнергию (ценовой категории). В среднем плавно растет на 6-8% в год.

Вторая составляющая: котловой тариф на передачу электроэнергии (м)

Эта составляющая тарифа регулируется государственными органами (РЭК, ФСТ, комитет по тарифам). Котловой тариф утверждается в конце каждого года на два полугодия вперед. При этом во втором полугодии тариф, как правило, вырастает на 2-4% по отношению к первому полугодию.

Котловой тариф применяется в тарифе в зависимости от уровня напражения к электросети потребителя. Например, котловой тариф на уровне напряжения СН-2 (20-1 кВ) будет ниже, чем тариф на уровне напряжения НН (0,4 кВ). Это объясняется тем, что подключившись на уровне СН-2 потребителю потребуется самостоятельно построить подстанцию, которая будет понижать уровень напряжения до с 1 кВ до рабочего напряжения оборудования — 0,4 кВ, а также ее обслуживать. Подключение потребителя к сети по уровню напряжения НН (0,4 кВ) означает, что подстанция уже построена сетевой компанией, однако тариф на это уровне напряжения будет самым высоким, т.к. сетевая компания будет обеспечивать транспорт электроэнергии от электростанции до потребителя, постепенно понижая его до рабочего напряжения и соотвественно будет нести расходы на содержание сети.

Итого: стоимость передачи электроэнергии (м) — котловой тариф на электроэнергию фиксируется на два полугодия, в среднем вырастает на 2-4% во втором полугодии относительно первого и зависит от уровня напряжения, по которому потребитель подключился к сети. Чем выше напряжение в точке подключения, тем ниже тариф на передачу.

Третья составляющая: сбытовая надбавка гарантирующего поставщика

Сбытовая надбавка аналогичным образом регулируется государственными органами на два полугодия. Значение сбытовой также в среднем вырастает на 2-4% во втором полугодии относительно первого, а вот ее значение зависит от максимальной мощности предприятия (объекта предприятия). Всего есть три уровня по максимальной мощности: до 670 кВт, от 670 кВт до 10 МВт и свыше 10 МВт. Чем выше мощность предприятия, тем ниже значение сбытовой надбавки.

Итого: сбытовая надбавка фиксируется на два полугодия, в среднем вырастает на 2-4% во втором полугодии относительно первого и зависит от максимальной мощности предприятия. Чем выше максимальная мощность предприятия, тем ниже сбытовая надбавка.

Четвертая составляющая: инфраструктурные платежи

Эта составляющая в общей доле тарифа составляет самое минимальное значение — порядка 0,1% и от месяца к месяца меняется несущественно.

Итого: значения инфраструктурных платежей пренебрежимо мало на фоне общего значения тарифа и практически не изменяется от месяца к месяцу.

Кроме понятия тарифа на электроэнергию, существует понятие ценовой категории (тарифного плана на электроэнергию). Например, первая ценовая категория — это фиксированный тариф на месяц. Вторая ценовая категория — это тарифы, дифферинцируемые по зонам суток. Также существует еще 3, 4, 5, 6 ценовая категория, подразумевающие оплату электроэнергии (м) предприятием по почасовым тарифам.При этом потребители вправе самостоятельно выбирать для расчетов наиболее выгодную ценовую категорию, путем уведомления гарантирующего поставщика. Выбор оптимальной ценовой категории позволяет снизить затраты на оплату электроэнергии до 25%.

С более подробной информацией по ценовым категориям можно ознакомиться на странице сервиса «Калькулятор ценовых категорий».

Степанов А.В., АО «НТЦ ЕЭС (Московское отделение)» Кеткин Л.А., канд. экон. наук, АО «СО ЕЭС», Москва

Ставки единых (котловых) тарифов для распределительных сетей существенно различаются по уровням (диапазонам) напряжения

В практике выбора решений для минимизации затрат промышленных потребителей на приобретение электроэнергии иногда встречаются парадоксальные случаи, когда общепризнанные и очевидно выгодные, на первый взгляд, решения неожиданно оказываются экономически менее эффективными, чем заведомо более дорогие альтернативы. На примере Мурманской области рассмотрим, всегда ли справедливо распространенное мнение, что федеральный тариф на услуги по передаче электрической энергии, оказываемые ПАО «ФСК ЕЭС» с использованием объектов единой национальной (общероссийской) электрической сети (далее – ЕНЭС), меньше региональных котловых тарифов на аналогичные услуги, оказываемые территориальными сетевыми организациями с использованием местных распределительных сетей.1

За исходную точку анализа возьмем соотношение единых (котловых) тарифов на услуги по передаче электрической энергии (ЭЭ) по распределительным сетям в Мурманской области для категории «Прочие потребители» на 1-ое полугодие 2018 г. и тарифа на услуги по передаче ЭЭ по объектам ЕНЭС, оказываемые ПАО «ФСК ЕЭС» (далее – тариф ФСК ЕЭС) – см. табл. 1.

Из сравнения единых (котловых) тарифов в табл. 1 следует, что одноставочный тариф для уровня напряжения СН-1, действовавший в период с 01.01.2018 по 30.04.2018, установленный в размере 1,67989 руб./кВт·ч, превышает в 3,5 раза тариф для смежного уровня напряжения ВН, размер которого установлен 0,48334 руб./кВт·ч. Одноставочные тарифы для несмежных уровней напряжения НН и ВН отличаются в 5 раз. Для двухставочного тарифа ставки на содержание различаются по уровням напряжения также существенно.

Данное соотношение позволяет сделать первый вывод: при технико-экономическом анализе проекта по технологическому присоединению к внешним электрическим сетям окончательный выбор решения должен производиться не только на основе сравнения капитальных затрат на технологическое присоединение и долгосрочных операционных затрат на обслуживание построенных электросетевых объектов, но и с учётом различия в оплате услуг по передаче ЭЭ в зависимости от ставок тарифа для разных уровней напряжения. Выбрав более дешёвое решение на этапе технологического присоединения, предприятие рискует в последующем получить более дорогие услуги по передаче ЭЭ.

Так, предприятие в Мурманской области, относящееся к категории «Прочие потребители» и осуществившее технологическое присоединение на высоком уровне напряжения (ВН), будет платить за услуги по передаче ЭЭ в 3 – 5 раз меньше, чем на среднем или низком уровне напряжения (СН-1, СН-2, НН). Общая сумма оплаты за электропотребление для такого предприятия будет меньше на 30 %, чем в случае с уровнем напряжения СН-1 (исходя из того, что доля услуг по передаче в общей стоимости приобретаемой электроэнергии в Мурманской области колеблется в зависимости от уровня напряжения в диапазоне 18 – 56 %).

Следует отметить, что приведенное выше соотношение между ставками единых (котловых) тарифов характерно для конкретного периода регулирования, в нашем случае это 1-ое полугодие 2018 г. В следующем периоде регулирования соотношение тарифов может быть иным. Для объективной картины необходим анализ соотношения единых (котловых) тарифов за последние 3 – 5 лет, а также учёт многих обстоятельств, принимаемых во внимание органами тарифного регулирования при расчете и установлении единых (котловых) тарифов на услуги по передаче ЭЭ, в том числе:

  • предельных (максимального и минимального) уровней тарифов по субъекту РФ для потребителей, не относящихся к населению и приравненным к нему категориям потребителей, устанавливаемых ФАС России;
  • балансов ЭЭ (мощности) в региональной энергосистеме;
  • анализа региональной динамики спроса на ЭЭ;
  • анализа исполнения инвестиционных программ территориальных сетевых организаций и перспектив развития электросетевого хозяйства в регионе;
  • политики перекрестного субсидирования потребителей на разных уровнях напряжения (ставки и величины);
  • практики перераспределения объемов полезного отпуска между полугодиями (при наличии) и др.

Гарантированно рассчитывать на выгоды технологического присоединения на том или ином уровне напряжения на долгосрочную перспективу можно только при условии стабильности тарифных решений в регионе.

Согласно п. 81(1) «Основ ценообразования в области регулируемых цен (тарифов) в электроэнергетике», утвержденных постановлением Правительства РФ от 29.12.2011 № 1178 , тарифы на услуги по передаче ЭЭ для всех потребителей, кроме населения и приравненных к нему категорий потребителей, дифференцируются по следующим уровням напряжения:

  • высокое первое напряжение (ВН-1) – объекты электросетевого хозяйства и (или) их части, переданные в аренду организацией по управлению единой национальной (общероссийской) электрической сетью (ПАО «ФСК ЕЭС») территориальным сетевым организациям; с 01.07.2017 указанный тариф применяется только в одном субъекте РФ (в Республике Бурятия), поэтому в настоящей статье не рассматривается;
  • высокое напряжение (ВН) – объекты электросетевого хозяйства 110 кВ и выше, за исключением случаев, которые относятся к ВН-1;
  • среднее первое напряжение (СН-1) – объекты электросетевого хозяйства 35 кВ;
  • среднее второе напряжение (СН-2) – объекты электросетевого хозяйства 20 – 1 кВ;
  • низкое напряжение (НН) – объекты электросетевого хозяйства ниже 1 кВ.

Уровень напряжения в отношении каждой точки поставки определяется в порядке, предусмотренном п. 15(2) «Правил недискриминационного доступа к услугам по передаче электрической энергии и оказания этих услуг», утвержденных постановлением Правительства РФ от 27.12.2004 № 861 .

В отношении сетей ЕНЭС по решению Федеральной антимонопольной службы (ФАС России) устанавливается тариф в двухставочном выражении с единой ставкой на содержание сетей для всех субъектов РФ, за исключением Республики Дагестан, Республики Ингушетия, Кабардино-Балкарской Республики, Карачаево-Черкесской Республики, Республики Северная Осетия – Алания, Чеченской Республики, Ставропольского края, для которых размер указанной ставки устанавливается отдельно.

В отношении распределительных сетей по решениям региональных органов тарифного регулирования в каждом субъекте РФ устанавливаются единые (котловые) тарифы в двухставочном и одноставочном выражениях, дифференцированные по уровням напряжения ВН, СН1, СН-2, НН с учётом раздельных затрат территориальных сетевых организаций на электросетевые объекты каждого уровня напряжения. Как правило, минимальное значение имеют тарифы для потребителей, присоединенных на уровне напряжения ВН, а максимальное значение имеют тарифы для потребителей, присоединенных на уровне напряжения НН.

Тариф ФСК ЕЭС, как правило, ниже единых (котловых) тарифов для распределительных сетей

Из сравнения данных табл. 1 также следует второй вывод: в наиболее выгодном положении находятся потребители с технологическим присоединением к объектам ЕНЭС, услуги по передаче ЭЭ через которые оказывает ПАО «ФСК ЕЭС».

Такие потребители несут минимальные расходы на услуги по передаче ЭЭ. В частности, ставка за содержание электрических сетей для них в целом по стране как минимум в 2 раза меньше, чем для потребителей, имеющих технологическое присоединение к распределительным сетям территориальных сетевых организаций на уровне напряжения ВН, или почти в 5 раз меньше, чем на уровне напряжения СН-1. В натуральном выражении показатели экономии выглядят более чем убедительно: при месячном объеме электропотребления 4 000 тыс. кВт·ч промышленный потребитель в Мурманской области, рассчитывающийся по двухставочному тарифу, в 1-ом полугодии 2018 г. заплатит за услуги по передаче, оказываемые ПАО «ФСК ЕЭС», 9 141 тыс.руб. без НДС, а за услуги по передаче, оказываемые территориальной сетевой организацией, при уровне напряжения ВН – 13 501 тыс.руб. без НДС (т.е. на 47,7 % больше), при уровне напряжения СН-1 – 34 059 тыс.руб. без НДС (т.е. в 3,7 раза больше).

Причиной, по которой тариф ФСК ЕЭС имеет минимальный размер по сравнению с региональными тарифами на услуги по передаче ЭЭ по распределительным сетям, является нормативно-правовой механизм формирования единых (котловых) тарифов, действующий с 2008 года на всей территории РФ (приказ ФСТ России от 06.08.2004 № 20-э/2 «Об утверждении Методических указаний по расчету регулируемых тарифов и цен на электрическую (тепловую) энергию на розничном (потребительском) рынке») . С целью регулирования предполагается, что территориальные сетевые организации оплачивают услуги ПАО «ФСК ЕЭС» за транспортировку ЭЭ по магистральным сетям до точки приёма в распределительные сети и далее несут затраты по содержанию распределительных сетей и передаче по ним ЭЭ до конечного потребителя.

При расчетах котловых тарифов расходы территориальных сетевых организаций на оплату услуг ПАО «ФСК ЕЭС» по передаче ЭЭ включаются в состав необходимой валовой выручки (далее – НВВ) соответствующих сетевых организаций и распределяются по всей котловой НВВ пропорционально их объемам электросетевого оборудования по уровням напряжения. Чем больший объем оборудования сетевая организация имеет на определенном уровне напряжения, тем бóльшая доля затрат этой сетевой организации по оплате услуг по передаче, оказываемых ПАО «ФСК ЕЭС», распределяется на этот уровень напряжения. В соответствии с п.48 , затраты сетевых организаций на оплату услуг по передаче ЭЭ, оказываемых ПАО «ФСК ЕЭС» по договорам, заключаемым ими с ПАО «ФСК ЕЭС» в соответствии с подп. а) п.41 , учитываются как «Прочие расходы сетевой организации, относимые на соответствующий уровень напряжения».

Схематично суть котловых тарифов показана на рис. 1.

Это объясняет, почему тариф ФСК ЕЭС является самым низким. И кажется логичным, что потребитель с прямым технологическим присоединением к сетям ЕНЭС должен находиться в самом выгодном положении, так как такой потребитель не имеет посредников в лице территориальных сетевых организаций и не должен оплачивать содержание местных распределительных сетей.

Практика это подтверждает. Выбор концепции электроснабжения энергоемких производств основывается на логике: тариф ФСК ЕЭС всегда минимальный, потому самый выгодный. При рассмотрении альтернатив предпочтение всегда отдается схемам внешнего электроснабжения с технологическим присоединением к сетям ЕНЭС (при сопоставимости капитальных затрат на мероприятия по осуществлению технологического присоединения). Некоторые юридические фирмы даже предлагают предприятиям в определенных случаях инициировать судебный спор, обязывающий ПАО «ФСК ЕЭС» заключить договор на оказание услуг по передаче электрической энергии.2

Потребителю не всегда доступен выбор, к каким сетям осуществить технологическое присоединение. Согласно «Правилам технологического присоединения энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии, объектов по производству электрической энергии, а также объектов электросетевого хозяйства, принадлежащих сетевым организациям и иным лицам, к электрическим сетям», утвержденным постановлением Правительства РФ от 27.12.2004 № 861 (далее – ПТП) , подача заявки в ПАО «ФСК ЕЭС», как правило, предполагает, что:

  1. технологическое присоединение энергопринимающих устройств потребителя осуществляется только на уровне напряжения 110 кВ и выше (абз.1 п.8(2) ПТП); исключение составляют вновь присоединяемые энергопринимающие устройства к объектам ЕНЭС, введенным в эксплуатацию до 01.01.2018 и включенным в утвержденный 09.08.2016 Правительством РФ перечень объектов ЕНЭС, к которым допускается осуществление технологического присоединения вновь присоединяемых энергопринимающих устройств потребителей на уровне напряжения ниже 110 кВ при отсутствии необходимости осуществления строительства и (или) реконструкции с увеличением трансформаторной мощности таких объектов – абз.7 п.8(2) ПТП;
  2. объект ЕНЭС (опора линий электропередачи, кабельная линия, распределительное устройство, подстанция), к которому планируется осуществить технологическое присоединение, является для потребителя ближайшим объектом электросетевого хозяйства сетевой организации, имеющим указанный в заявке класс напряжения – абз.1 п.8 ПТП;
  3. на расстоянии менее 300 метров от границ участка заявителя кроме объекта ЕНЭС, эксплуатируемого ПАО «ФСК ЕЭС», находятся объекты электросетевого хозяйства других сетевых организаций, и заявитель, имеющий право направить заявку в любую из этих сетевых организаций (п.8(1) ПТП), остановил свой выбор на ПАО «ФСК ЕЭС».

Двухставочный тариф ФСК ЕЭС может оказаться невыгодным для промышленного потребителя при определенных условиях

Предположим, что нашему предприятию в Мурманской области доступны возможности технологического присоединения не только к объектам электросетевого хозяйства распределительных сетей, эксплуатируемым территориальными сетевыми организациями, но и к объектам ЕНЭС.

Предположим далее, что это предприятие в данный момент имеет технологическое присоединение к распределительным сетям 35 кВ территориальной сетевой организации на тарифном уровне напряжения СН1, но планирует существенно увеличить электропотребление и максимальную мощность своих энергопринимающих устройств, что потребует перехода на уровень напряжения не ниже 110 кВ.

В связи с этим необходимо решить, куда подать заявку на присоединение энергопринимающих устройств: в территориальную сетевую организацию либо в ПАО «ФСК ЕЭС». В первом случае предприятие получит технологическое присоединение на уровне напряжения ВН и, как следствие, будет оплачивать услуги по передаче ЭЭ по соответствующим региональным котловым тарифам. При этом будет иметь право выбора между тарифами в одноставочном или двухставочном выражении. Во втором случае предприятие получит технологическое присоединение к объекту ЕНЭС и, как следствие, будет оплачивать услуги по передаче ЭЭ по тарифу ФСК ЕЭС, устанавливаемому в двухставочном выражении. При этом отметим, что согласно п.8(3) ПТП подача в отношении одних и тех же энергопринимающих устройств одновременно двух и более заявок в разные сетевые организации не допускается за исключением случаев технологического присоединения энергопринимающих устройств, в отношении которых применяется категория надежности электроснабжения, предусматривающая использование двух и более источников электроснабжения.

На первый взгляд, можно предположить выгодность технологического присоединения к объектам ЕНЭС и последующей оплаты услуг по передаче ЭЭ по тарифу ФСК ЕЭС при прочих равных условиях. Проверим, так ли это.

Алгоритм решения задачи.

Шаг 1. Выясняем, по какому именно единому (котловому) тарифу предприятие сегодня оплачивает услуги по передаче ЭЭ – одноставочному или двухставочному, и является ли этот тариф для предприятия оптимальным.

В большинстве случаев одноставочный тариф более выгоден, чем двухставочный, если предприятие имеет неровный график нагрузки, характеризующийся ярко выраженными дневными максимумами (пиками) электропотребления в разные часы по рабочим дням, и минимальными значениями электропотребления в ночное время и в выходные дни. Для такого предприятия двухставочный тариф крайне невыгоден ввиду необходимости дополнительной платы за услуги по передаче ЭЭ по ставке на содержание сетей (за сетевую мощность), которая для предприятия Мурманской области, присоединенного на уровне напряжения ВН, составляет порядка 30 % от общих затрат на покупку электроэнергии. Особенно ощутима соответствующая плата для предприятий, у которых максимумы (пики) нагрузки совпадают с плановыми часами пиковой нагрузки, устанавливаемыми Системным оператором (АО «СО ЕЭС»).

И наоборот, если предприятие имеет непрерывное круглосуточное производство или иную специфику, позволяющую приобретать значительную долю объёмов электрической энергии (мощности) в «дешевые» дневные и ночные часы суток либо позволяющую минимизировать электропотребление в определенные часы пиковой нагрузки региональной энергосистемы, то можно предполагать выгодность двухставочного тарифа.

В целях выяснения, какой именно тариф оптимален (одноставочный или двухставочный), выполняем сравнительный расчёт. При расчете учитываются все технические данные, имеющие значение для правильного определения объёмов и стоимости потреблённой электрической энергии (мощности): расчётная схема объекта и наличие в ней транзитных потребителей, способ присоединения к сетям сетевой организации (прямое или опосредованное), др.

Шаг 2. Если выяснится, что для предприятия является выгодным двухставочный тариф, то заканчиваем дальнейшую проверку и считаем подтвержденной целесообразность технологического присоединения к сетям ЕНЭС. Объяснение простое: как показано выше, ставка тарифа ФСК ЕЭС за содержание электрических сетей как минимум в 2 раза меньше, чем аналогичная ставка единого (котлового) тарифа на уровне напряжения ВН (в двухставочном выражении).

Если выяснится, что для предприятия более выгодным является одноставочный тариф, то переходим к шагу 3.

Шаг 3. Выполняем расчет по аналогии с Шагом 1 для сравнения затрат предприятия на оплату услуг по передаче ЭЭ в случае одноставочного котлового тарифа ВН и в случае тарифа ФСК ЕЭС (двухставочного).

Ключевым моментом является то, что сохранение выгодного предприятию одноставочного тарифа возможно только при переходе с уровня напряжения СН-1 на уровень ВН, что означает технологическое присоединение к местным распределительным сетям и оплату услуг по передаче ЭЭ по региональным котловым тарифам. А переход к технологическому присоединению к сетям ЕНЭС неразрывно связан с изменением тарифа на услуги по передаче ЭЭ на двухставочный в силу нормативно-правовых требований. Оплата услуг по передаче ЭЭ, оказываемых ПАО «ФСК ЕЭС», возможна исключительно по двухставочному тарифу – абз.30 п.81 .

Таким образом, наше предприятие сталкивается с оптимизационной дилеммой: либо платить за услуги по передаче по котловому одноставочному тарифу ВН, который является дорогим (в части ставки за содержание электрических сетей), но выгодным (в смысле порядка определения услуг, подлежащих оплате), либо платить за услуги по передаче по двухставочному тарифу ФСК ЕЭС, который является дешёвым (в части ставки за содержание электрических сетей), но крайне невыгодным (в смысле порядка определения услуг, подлежащих оплате).

Если выполненный по аналогии с Шагом 1 расчёт показывает, что общие затраты предприятия на оплату электропотребления в случае двухставочного тарифа ФСК ЕЭС всё равно ниже, чем в случае одноставочного котлового тарифа ВН, то заканчиваем проверку и считаем подтвержденной целесообразность перехода на обслуживание к ПАО «ФСК ЕЭС».

Однако может выясниться и обратное. В частности, расчёт, выполненный нами для конкретного предприятия Мурманской области с графиком нагрузки согласно рис. 2, показал парадоксальный результат, что в 1-ом полугодии 2018 года по двухставочному тарифу ФСК ЕЭС это предприятие оплачивало бы услуги по передаче ЭЭ в большем размере, чем если бы оплачивало их по котловому одноставочному тарифу для уровня напряжения ВН.

Выполненный сравнительный расчёт приведён в табл. 2.

Из приведенных данных следует, что размер операционных затрат данного предприятия на оплату услуг по передаче ЭЭ по тарифу ФСК ЕЭС за 1-ое полугодие 2018 г. превысил аналогичные затраты на оплату услуг по котловому тарифу ВН при условии выбора оптимального одноставочного варианта на 4 558,23 тыс. руб., или на 21 %.

Условия, при которых потребителю может оказаться выгоднее оплачивать котловой одноставочный тариф ВН, чем двухставочный тариф ФСК ЕЭС

Двухставочный тариф ФСК ЕЭС действительно может быть менее выгодным для потребителя, чем одноставочный единый (котловой) тариф для уровня напряжения ВН, при следующих одновременных условиях.

  1. Специфика потребителя: суточный график электропотребления на объекте имеет ярко выраженные максимумы (пики) нагрузки.

    Как указано выше, для таких потребителей двухставочный тариф крайне невыгоден ввиду необходимости дополнительной платы за сетевую мощность. Так, для предприятия Мурманской области, присоединенного на уровне напряжения ВН, эта плата составляет порядка 30% от общих затрат на покупку электроэнергии.

  2. В субъекте РФ котловые тарифы по уровню напряжения ВН установлены на сравнительно низком уровне, что обусловлено объективной ситуацией с электросетевым хозяйством:

    1. затраты сетевых организаций на уровне напряжения ВН составляют малую долю в общей котловой НВВ;
    2. объекты распределительных сетей присоединены к объектам ЕНЭС преимущественно (фактически) на напряжении до 35 кВ, при этом доля объектов распределительных сетей, присоединенных к объектам ЕНЭС на напряжении 110 кВ и выше, незначительна;
    3. удельная составляющая сетевого хозяйства территориальных сетевых организаций классов напряжения 110 кВ и выше (уровень напряжения ВН) незначительна по сравнению с числом объектов ЕНЭС в этом регионе;
    4. объём отпуска электрической энергии (мощности) потребителям из распределительных сетей на уровне напряжения ВН имеет большой удельный вес в общем объем отпуска из всех распределительных сетей.

    В силу указанных обстоятельств имеются объективные предпосылки для малой величины цен (тарифов) на услуги по передаче ЭЭ для уровня напряжения ВН.

  3. В субъекте РФ в отношении уровня напряжения ВН:

    1. относительно стабилен объём отпуска электрической энергии (мощности) потребителям из сети, и не происходит существенное изменение затрат сетевых организаций (существенное изменение указанных затрат по периодам регулирования имеет место, когда необходимо срочное восстановление электросетевых объектов после аварий, при новом строительстве взамен объектов, выводимых из эксплуатации, при опережающем развитии территорий и др.);
    2. относительно стабильна политика перекрестного субсидирования; регулирующим органом поддерживаются пропорции перераспределения по уровням напряжения, не допускается резкое изменение размера тарифов или резкое изменение их соотношения по уровням напряжения.

    При такой относительной стабильности описываемый эффект может быть длительным (иметь место в течение двух, трех и более периодов регулирования подряд), что позволяет потребителю сориентироваться в выборе линии своего поведения на рынке.

Учёт эффекта «невыгодного» тарифа ФСК ЕЭС в практике оптимизационных решений

Одновременное выполнение всех указанных выше условий в 1-ом полугодии 2018 г. в Мурманской области закономерно дало описанный эффект дешёвого, но невыгодного тарифа ФСК ЕЭС в сравнении с дорогим, но выгодным котловым одноставочным тарифом ВН в случае конкретного предприятия, для которого нами выполнен сравнительный расчёт.

Далее, для серьёзного отношения к полученному парадоксу важно разобраться: это явление разовое, возникшее только в определенный период регулирования, либо длительное (в течение нескольких периодов регулирования)? В первом случае эффектом можно пренебречь, во втором случае очевидна значимость описанного эффекта для практики.

Для проверки мы взяли динамику изменения тарифов с 2016 по 2018 годы в Мурманской области. Соотношение между тарифами на услуги по передаче ЭЭ в двухставочном и одноставочном выражении для категории «Прочие потребители» за 3 года изменялось незначительно 4 раза, в том числе в связи с решениями ФАС России об отмене решений Комитета по тарифному регулированию Мурманской области.

Расчёты показали, что даже в условиях изменения соотношения тарифов в течение указанных последовательных периодов регулирования для нашего конкретного предприятия тариф на передачу ЭЭ в одноставочном выражении устойчиво являлся более выгодным. Решающим фактором стабильной привлекательности одноставочного тарифа оказалось то, что график электропотребления на объекте не менялся. При таком графике с явным пиком нагрузки (см. рис. 2) двухставочный тариф может стать выгодным только в случае существенного изменения соотношения ставок на услуги по передаче ЭЭ в сторону уменьшения ставки на содержание сетей (не менее, чем в 2 раза – см. сравнение данных по строке 3 в табл. 2).

Таким образом, для нашего конкретного предприятия описанный эффект оказался долговременным, устойчивым. За период с 2016 по 2018 годы он наблюдался непрерывно в течение всех периодов регулирования, потому есть все основания считать его практически значимым. В условиях, когда котловой одноставочный тариф ВН выгоден постоянно, он может составлять серьёзную конкуренцию двухставочному тарифу ФСК ЕЭС, гарантирующему, по общему правилу, устойчивый минимум затрат предприятия на оплату услуг по передаче ЭЭ на долгосрочную перспективу.

Соответственно, нашему предприятию при названных допущениях и при сопоставимых капитальных затратах на технологическое присоединение предпочтительнее подать заявку на присоединение энергопринимающих устройств в «Колэнерго» – филиал ПАО «МРСК Северо-Запада» или иную соответствующую территориальную сетевую организацию.

Опираясь на приведенный пример, можно предположить актуальность описанного эффекта для других предприятий Мурманской области, имеющих неровный график электропотребления. Описанный эффект может оказаться устойчивым для аналогичных предприятий в других субъектах РФ, в которых котловые тарифы по уровню напряжения ВН стабильно устанавливаются на низком уровне по сравнению с федеральным тарифом ФСК ЕЭС. К таким субъектам РФ можно отнести Иркутскую область или Республику Татарстан. Следует также ожидать, что в ближайшие годы в регионах России описанный эффект будет встречаться всё чаще в связи с тарифной реформой электросетевого комплекса. В частности, комплекс мер, предложенный Минэнерго России и одобренный Правительством РФ в сентябре 2018 г., включает поэтапное в период до 2025 г. увеличение тарифа для прямых потребителей услуг ПАО «ФСК ЕЭС» в 1,5 раза (ежегодный прирост – около 7 %). Указанное увеличение существенно уменьшит выгоды технологического присоединения к объектам ЕНЭС, а следовательно, снизит интерес предприятий к получению тарифа ФСК ЕЭС.

В практической деятельности описываемый эффект целесообразно учитывать при разработке схем внешнего электроснабжения в рамках техникоэкономического обоснования проектов по строительству или реконструкции энергопринимающих устройств предприятия (наряду с традиционными расчетами капитальных вложений и операционных затрат на содержание). Отметим, что с 16.08.2018 для потребителей, имеющих намерение осуществить технологическое присоединение энергопринимающих устройств с максимальной мощностью более 50 МВт, разработка схемы внешнего электроснабжения стала обязательной в связи с внесением изменений в ПТП согласно постановлению Правительства РФ от 13.08.2018 № 937.

Выводы

  1. Средневзвешенный тариф ФСК ЕЭС в целом по регионам значительно ниже средневзвешенных единых (котловых) тарифов ВН (по распределительным сетям) как в двухставочном, так и в одноставочном выражении. В подавляющем большинстве случаев промышленное предприятие, имеющее альтернативу технологического присоединения к объектам ЕНЭС или к объектам распределительных сетей, будет в долгосрочной перспективе при выборе объектов ЕНЭС иметь меньший тариф на услуги по передаче электрической энергии, оказываемые ПАО «ФСК ЕЭС».
  2. Встречаются частные случаи, дающие обратную картину. При определенных региональных и объектовых условиях предприятию экономически может быть выгодно иметь технологическое присоединение к местным распределительным сетям на высоком уровне напряжения (ВН) и оплачивать услуги по передаче электрической энергии по региональному котловому одноставочному тарифу, несмотря на близость объектов ЕНЭС и наличие благоприятных условий для подключения к ним. Указанный эффект может быть кратковременным (наблюдаться в течение одного-двух периодов регулирования), а может быть устойчивым (наблюдаться непрерывно в течение трёх и более периодов регулирования). В последнем случае эффект имеет практическую значимость.
  3. При разработке схем внешнего электроснабжения и при наличии нескольких вариантов технологического присоединения потребителю в целях оптимального выбора необходимо по каждому из вариантов определять совокупный эффект на весь жизненный цикл инвестиционного проекта, который основан на комплексной оценке: а) капитальных затрат на выполнение мероприятий по технологическому присоединению; б) операционных затрат на содержание построенных электросетевых объектов; в) операционных затрат на оплату услуг по передаче электрической энергии.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

  1. Правила оптового рынка электрической энергии и мощности, утв. Постановлением Правительства РФ от 27.12.2010 № 1172 (с изм.)
  2. Основы ценообразовании в области регулируемых цен (тарифов) в электроэнергетике, утв. постановлением Правительства РФ от 29.12.2011 № 1178 (с изм.)
  3. Правила недискриминационного доступа к услугам по передаче электрической энергии и оказания этих услуг, утв. постановлением Правительства РФ от 27.12.2004 № 861 (с изм.)
  4. Правила технологического присоединения энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии, объектов по производству электрической энергии, а также объектов электросетевого хозяйства, принадлежащих сетевым организациям и иным лицам, к электрическим сетям, утв. постановлением Правительства РФ от 27.12.2004 № 861 (с изм.)
  5. Методические указания по расчету регулируемых тарифов и цен на электрическую (тепловую) энергию на розничном (потребительском) рынке, утв. приказом ФСТ России от 06.08.2004 № 20-э/2 (с изм.)

ОБ АВТОРАХ СТАТЬИ

1 В настоящей статье не рассматриваются редкие случаи, когда объекты ЕНЭС используются для оказания услуг по передаче электрической энергии территориальными сетевыми организациями.

2 См. например:

  • постановление Федерального арбитражного суда Московского округа от 06.03.2014 по делу № Ф05-527/2014, № А40-115023/2012 по иску ОАО «Нижневартовский ГПК» к ОАО «ФСК ЕЭС» об обязании подписать договор на оказание услуг по передаче электроэнергии;
  • постановление Арбитражного суда Московского округа от 16.12.2014 по делу № А40-115023/12-27-1069 по иску ОАО «Нижневартовский ГПК» к ОАО «ФСК ЕЭС» о взыскании судебных расходов, связанных с оплатой услуг представителя.

Уровень напряжения СН2 — диапазон напряжения от 6 до 10 кВ.

Тарифы на услуги по передаче электрической энергии (одно из составляющих конечного тарифа) дифференцируются по уровням напряжения. В связи с этим тариф на электроэнергию, для потребителей в договорах энергоснабжения с которыми закреплен (согласован) уровень напряжения СН2 (среднее второе) ниже, чем тариф для потребителей, подключенных на уровне напряжения НН, но выше, чем для потребителей, подключенных на уровне напряжения СН1 или уровне напряжения ВН.

Как и любой другой уровень напряжения, уровень напряжения СН2 возможно определить в акте разграничения балансовой принадлежности и эксплуатационной ответственности сторон.

Как правило, на уровне СН2 подключены средние промышленные потребители или непроизводственные объекты, имеющие в собственности объекты электросетевого хозяйства, предназначенные для понижения напряжения до более низкого уровня (на котором возможно подключение электроустановок потребителя — НН). СН2 — один из самых распростаненных тарифных уровней напряжения.

Важно отметить, что тарифный уровень напряжения СН2, закрепляется в договоре энергоснабжения между поставщиком электроэнергии и потребителем. В силу того, что многие договоры энергоснабжения с потребителями заключались 10 лет назад и более (когда еще не было значительной законодательной базы в электроэнергетике), многие поставщики согласовывали с потребителем неверно определенный уровень напряжения в договоре (например НН вместо СН2). В связи с этим, многие потребители даже не догадываются о том, что они переплачивают за электрическую энергию, а также тот факт, что можно изменить тарифный уровень напряжения и значительно снизить стоимость потребляемой электроэнергии, тем самым сэкономив денежные средства.

Добавить комментарий

Ваш адрес email не будет опубликован. Обязательные поля помечены *