Холдинг «Энергия» — Страница не найдена

Внесены изменения в некоторые нормативные акты Правительства РФ, касающиеся совершенствования механизма оплаты потерь электрической энергии на оптовом и розничном рынках электрической энергии

• Главная
• Правовые ресурсы
• «Горячие» документы
• Постановление Правительства РФ от 07.07.2017 N 810 «О внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации по вопросам оплаты потерь электрической энергии на оптовом рынке электрической энергии и мощности и розничных рынках электрической энергии, а также получения статуса субъекта оптового рынка электрической энергии и мощности»

Постановление Правительства РФ от 07.07.2017 N 810 «О внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации по вопросам оплаты потерь электрической энергии на оптовом рынке электрической энергии и мощности и розничных рынках электрической энергии, а также получения статуса субъекта оптового рынка электрической энергии и мощности»

В частности, устанавливается, что покупатели электрической энергии не будут оплачивать «нагрузочные потери» на оптовом рынке, но будут оплачивать полную стоимость услуг по передаче электроэнергии, а сетевые организации будут оплачивать полный объем фактических потерь и получать оплату полной стоимости услуг по передаче электрической энергии.

Стоимость потерь электрической энергии, возникших в сетях сетевых организаций и учтенных в равновесных ценах на электроэнергию, не будет учитываться при определении обязательств по оплате электрической энергии участников оптового рынка — покупателей электроэнергии.

Изменены субъектный состав участников оптового рынка и основания для лишения статуса субъекта оптового рынка. Так, на лиц, владеющих на праве собственности или на другом законном основании объектом (частью объекта) по производству электрической энергии (мощности), в том числе электростанцией, который функционирует в составе Единой энергетической системы России и установленная генерирующая мощность которого равна или превышает 25 МВт, распространена обязанность получения статуса субъекта оптового рынка — участника обращения электрической энергии и мощности. Такие лица могут в том числе заключать договор о присоединении к торговой системе оптового рынка, другие обязательные договоры, предусмотренные Правилами оптового рынка электрической энергии и мощности, и реализовывать на оптовом рынке всю производимую на таком объекте или его части электроэнергию.

Также уточняются особенности вступления в силу договоров энергоснабжения (купли-продажи электрической энергии), заключаемых с арендаторами государственных и муниципальных объектов тепло- и водоснабжения, а также порядка взаимодействия гарантирующих поставщиков с такими арендаторами при заключении договоров.

Настоящее постановление вступает в силу 1-го числа месяца, следующего за днем его официального опубликования, за исключением отдельных положений, для которых установлены иные сроки вступления их в силу.

Перейти в текст документа »

Дата публикации на сайте: 12.07.2017

Поделиться ссылкой:

общие положения расчетов нагрузочных потерь мощности и электроэнергии

Нагрузочные потери активной мощности ∆P в трехфазном элементе сети с сопротивлением фазы R и током в фазе I определяют по формуле

Напряжение, используемое в формуле (2.1), должно относиться к узлу, в котором заданы значения P и Q (если P и Q заданы в начальной точке ветви, то и U должно соответствовать этой точке, и наоборот).

Значения P и Q в ветвях сети обычно изначально неизвестны, а известны нагрузки в ее узлах (на подстанциях). Целью расчета установившегося режима (УР) является определение значений P и Q 31 в каждой ветви сети по данным об их значениях в узлах. Потери мощности в сети в целом определяются как сумма значений, рассчитанных для каждого элемента по формуле (2.1).

Потери электроэнергии представляют собой сумму потерь мощности во всех режимах расчетного периода. Для того чтобы рассчитать все часовые режимы (720–744 режима в месяце и 8760 в году), необходимо знать нагрузки узлов в каждом из этих режимов. Осуществить такой расчет на практике возможно только при наличии системы телеизмерений (ТИ) нагрузок, автоматически поставляющей данные о текущих нагрузках узлов в вычислительный центр. Если же измеряются нагрузки ветвей, то нет необходимости проводить и расчет УР, достаточно суммировать потери мощности, рассчитанные для каждой ветви по формуле (2.1).

Вместе с тем известно, что средствами ТИ в настоящее время оснащены далеко не все, даже основные, сети напряжением 110 кВ и выше. Тем более нет оснований ожидать, что в ближайшем будущем ими будут оснащены все радиальные сети 35 кВ и ниже. Поэтому возникает задача расчета потерь электроэнергии за расчетный период (месяц, год) на основе расчета потерь мощности в ограниченном числе входящих в этот период режимов.

Значения P и Q в узлах нагрузки и генерации энергии могут быть известны для каждого часа суток из контрольных замеров. Они, как правило, осуществляются два раза в год – в один из рабочих дней июня (летний замер) и декабря (зимний замер). Очевидно, что данные замеры не могут полностью характеризовать нагрузки в другие дни расчетных периодов, которыми, как правило, являются каждый месяц, квартал или год.

Интегральным показателем режимов за расчетный период является энергия, потребленная (генерированная) в узле. Однако по энергии можно определить лишь среднюю нагрузку узла. Суточные графики P и Q в расчетном месяце можно определить, используя значение энергии в расчетном месяце и конфигурацию суточного графика нагрузки в день контрольных замеров.

Однако при этом встает вопрос, конфигурацию какого графика использовать при расчете потерь, например, за апрель, имея графики за июнь и декабрь прошлого года? Рекомендации по искусственному восстановлению отсутствующих графиков описаны в данной главе. Очевидно, что при этом приходится применять некоторые допущения, что всегда в той или иной мере увеличивает погрешность расчета.

В формуле (2.1) все величины изменяются во времени: нагрузки P и Q – вследствие включения и отключения ЭП, напряжения в узлах – вследствие изменения нагрузок и действия устройств РН, 32 сопротивления линий – вследствие изменения температуры проводов, вызванного изменением температуры окружающего воздуха и нагревом провода протекающим по нему током.

Для расчета потерь электроэнергии в этой ситуации необходимо потери мощности в рассчитанных режимах умножить на определенные тем или иным способом интегрирующие множители, численные значения которых рассчитывают на основе данных о графике суммарной нагрузки сети, графике напряжения в контрольном узле и среднемесячных температурах окружающего воздуха.

Объем и характер исходных данных о схемах и нагрузках сетей различных классов напряжения существенно различаются, поэтому для расчета потерь электроэнергии в них применяются разные методы.

Сети 110 кВ и выше. На подстанциях этих сетей, как правило, проводятся описанные выше контрольные замеры, поэтому в расчете потерь может использоваться наиболее полная информация – значения энергии, потребленной в узлах за расчетный месяц, и конфигурация суточных графиков нагрузки в дни контрольных замеров.

Сети 35 кВ. На некоторых подстанциях этих сетей значения P и Q измеряются не во все часы суток, а лишь в показательные часы (утреннего и вечернего максимумов и ночного минимума). При отсутствии почасовых суточных графиков на подстанциях приходится ориентироваться только на значения энергии, потребленной в узлах за расчетный месяц, и данные о числе часов использования максимальной нагрузки сети (коэффициенте заполнения графика нагрузки).

Сети 6–20 кВ. Для этих сетей известны схемы фидеров и отпуск электроэнергии в каждый фидер по головному участку (суммарное потребление энергии с учетом потерь энергии в фидере). Потребление энергии в узлах сети может быть известно только на части трансформаторных подстанций (ТП) 6–20/0,4 кВ, подключенных к сети. Разность отпуска электроэнергии в фидер и суммарного потребления энергии ТП, для которых эти значения известны, и отпуска электроэнергии непосредственно с напряжения 6–20 кВ (транзит) представляет собой суммарное потребление энергии теми ТП, для которых данные о потреблении энергии отсутствуют.

Для определения приближенных значений энергии на каждой из таких ТП обычно принимают допущение о распределении суммарного потребления энергии этими ТП пропорционально их номинальной мощности. Иногда из контрольных замеров известны данные о коэффициентах загрузки этих ТП, позволяющие приблизить расчетное распределение суммарной нагрузки к фактическому. Затем с по- 33 мощью итерационного расчета режима «снизу вверх» и «сверху вниз» добиваются равенства суммы узловых нагрузок и потерь в сети заданной нагрузке головного участка. Таким способом определяются приблизительные нагрузки этих ТП.

Схемы и параметры элементов сетей 6–20 кВ и выше предполагаются известными. Отличием расчетов является то, что для сетей 35 кВ и выше узловые нагрузки известны изначально, а суммарная нагрузка получается в результате расчета, а для сетей 6–20 кВ изначально известна суммарная нагрузка, а узловые нагрузки части ТП получают в результате расчета. Так как в сетях 6–20 кВ и выше нагрузки фаз практически одинаковы, то при расчете режимов используют однолинейную схему, то есть фактически схему одной фазы.

Сети 0,4 кВ. При известных схемах этих сетей для расчета потерь могут использоваться те же методы, что и для сетей более высоких напряжений. Особенностью таких сетей является неодинаковость нагрузок фаз, а также наличие неполнофазных участков (двухфазных и однофазных ответвлений от магистрали). Большинство нагрузок в этих сетях однофазные, подключенные между фазным и нулевым проводами на напряжение 0,23 кВ. Несмотря на то что нагрузки стараются присоединить к трехфазной сети равномерно между фазами, это не всегда удается. Кроме того, включение и отключение абонентами ЭП происходит независимо друг от друга. Поэтому расчет режимов сетей 0,4 кВ необходимо проводить по каждой фазе, имеющей свою схему и свои нагрузки.

Учет этих факторов необходим при расчете отклонений напряжения в узлах сети и определения их соответствия требованиям стандарта на качество электроэнергии. В настоящее время такие расчеты обычно делают только для выборки сетей. Большое число линий 0,4 кВ, трудоемкость введения в программы информации об их схемах, отсутствие достоверных данных о нагрузках затрудняют проведение такого расчета для всех линий, находящихся на балансе подразделения.

В то же время для многих практических задач (составление баланса электроэнергии, расчет потерь электроэнергии для целей их нормирования и т. п.) достаточно рассчитать суммарные потери в этих сетях. Как будет показано далее, суммарные потери могут быть с приемлемой точностью определены и на основе обобщенных параметров таких сетей – количества линий, отходящих от ТП 6–20/0,4 кВ, сечений их головных участков и суммарных длин магистралей, двухфазных и однофазных ответвлений – без использования полных схем линий.

Рекомендация Р-Х/2020-ОК Энерго «Учет потерь электроэнергии сетевыми организациями электроэнергетики»

организация-разработчик: Фонд НРБУ «БМЦ»

Рекомендации Р-Х/2020-ОК Энерго

«Учет потерь электроэнергии сетевыми организациями электроэнергетики»

Вопрос:

В деятельности сетевых компаний при оказании ими услуг по передаче электроэнергии образуются потери электроэнергии. В соответствии с условиями договоров и требованиями нормативных правовых актов условия компенсация таких потерь может происходить различным образом. В частности, определенные нагрузочные потери могут учитываться в тарифах на электроэнергию и компенсироваться потребителями электроэнергии. Определенные объемы недостающей электроэнергии сетевая компания должна закупать у сбытовых компаний или других лиц в счет компенсации потерь. Лица, осуществившие бездоговорное потребление электроэнергии, могут обязываться компенсировать недостаток сбытовой компании. Необходимо определить порядок бухгалтерского учета потерь электроэнергии в зависимости от обстоятельств.

Разъяснение:

1. Потери электроэнергии (нагрузочные потери), в связи с которыми уменьшаются суммы, причитающиеся сетевой компании за оказанные ею услуги по транспортировке электроэнергии, учитываются в оценке выручки при ее признании. Таким образом, выручка учитывается с учетом  её фактического уменьшения на величину потерь.
2. Потери электроэнергии, которые сетевая компания должна приобрести у энергосбытовых компаний или других лиц на основании требований нормативно правовых актов (в том числе по условиям договоров с энергоснабжающими организациями), признаются сетевой компанией расходами текущего периода в составе расходов по обычным видам деятельности (себестоимости продаж по статье «Материальные расходы»).
3. Суммы, причитающиеся с других лиц на основании их согласия или решения суда, в качестве компенсации за бездоговорное электроэнергии признаются сетевой компанией доходами текущего периода в составе прочих доходов. Указанные доходы признаются, когда становится вероятным получение соответствующей компенсации.

Обоснование

Основные понятия:

• ­ территориальная сетевая организация – коммерческая организация, оказывающая услуги по передаче электрической энергии с использованием объектов электросетевого хозяйства, не относящихся к единой национальной (общероссийской) электрической сети, а в случаях, установленных Федеральным законом от 26.03.2003 N 35-ФЗ «Об электроэнергетике», – с использованием объектов электросетевого хозяйства или части указанных объектов, входящих в единую национальную (общероссийскую) электрическую сеть;

• ­энергосбытовые организации – организации, осуществляющие в качестве основного вида деятельности продажу другим лицам произведенной или приобретенной электрической энергии;

• ­бездоговорное потребление электрической энергии – самовольное подключение энергопринимающих устройств к объектам электросетевого хозяйства и (или) потребление электрической энергии в отсутствие заключенного в установленном порядке договора, обеспечивающего продажу электрической энергии (мощности) на розничных рынках, кроме случаев потребления электрической энергии в отсутствие такого договора в течение 2 месяцев с даты, установленной для принятия гарантирующим поставщиком на обслуживание потребителей;

Нормативные ссылки:

Согласно ст. 32 Федерального закона от 26.03.2003 N 35-ФЗ «Об электроэнергетике»:

«Величина потерь электрической энергии, не учтенная в ценах на электрическую энергию, оплачивается сетевыми организациями, в сетях которых они возникли, в установленном правилами оптового и (или) розничных рынков порядке.

При этом сетевые организации обязаны заключить в соответствии с указанными правилами договоры купли-продажи электрической энергии в целях компенсации потерь в пределах не учтенной в ценах на электрическую энергию величины».

Согласно п. 82 Постановления Правительства РФ от 04.05.2012 N 442 «О функционировании розничных рынков электрической энергии, полном и (или) частичном ограничении режима потребления электрической энергии»:

«Стоимость электрической энергии (мощности) в объеме выявленного бездоговорного потребления электрической энергии (далее – стоимость объема бездоговорного потребления) рассчитывается сетевой организацией, к сетям которой присоединены энергопринимающие устройства лица, осуществлявшего бездоговорное потребление электрической энергии, и взыскивается такой сетевой организацией с указанного лица на основании акта о неучтенном потреблении электрической энергии, составленного в соответствии с разделом X настоящего документа…

Стоимость электрической энергии (мощности) в объеме выявленного безучетного потребления электрической энергии (далее – стоимость объема безучетного потребления) рассчитывается и взыскивается гарантирующим поставщиком (энергосбытовой, энергоснабжающей организацией) с потребителя по договору энергоснабжения (купли-продажи (поставки) электрической энергии (мощности)) на основании акта о неучтенном потреблении электрической энергии, составленного в соответствии с разделом X настоящего документа…

Стоимость объема бездоговорного потребления и стоимость объема безучетного потребления в отношении потребления населением и приравненными к нему категориями потребителей определяются исходя из регулируемых цен (тарифов), установленных органом исполнительной власти субъекта Российской Федерации в области государственного регулирования тарифов для населения и приравненных к нему категорий потребителей и применяемых для расчетного периода, в котором составлен акт о неучтенном потреблении электрической энергии».

Согласно Приказу Минфина России от 06.05.1999 N 32н «Об утверждении Положения по бухгалтерскому учету «Доходы организации» ПБУ 9/99»:

«5. Доходами от обычных видов деятельности является выручка от продажи продукции и товаров, поступления, связанные с выполнением работ, оказанием услуг (далее — выручка).

6. Выручка принимается к бухгалтерскому учету в сумме, исчисленной в денежном выражении, равной величине поступления денежных средств и иного имущества и (или) величине дебиторской задолженности (с учетом положений пункта 3 настоящего Положения).

Если величина поступления покрывает лишь часть выручки, то выручка, принимаемая к бухгалтерскому учету, определяется как сумма поступления и дебиторской задолженности (в части, не покрытой поступлением).

6.1. Величина поступления и (или) дебиторской задолженности определяется исходя из цены, установленной договором между организацией и покупателем (заказчиком) или пользователем активов организации. Если цена не предусмотрена в договоре и не может быть установлена исходя из условий договора, то для определения величины поступления и (или) дебиторской задолженности принимается цена, по которой в сравнимых обстоятельствах обычно организация определяет выручку в отношении аналогичной продукции (товаров, работ, услуг) либо предоставления во временное пользование (временное владение и пользование) аналогичных активов».

Согласно Приказу Минфина России от 06.05.1999 N 33н: «Об утверждении Положения по бухгалтерскому учету «Расходы организации» ПБУ 10/99»

«5. Расходами по обычным видам деятельности являются расходы, связанные с изготовлением продукции и продажей продукции, приобретением и продажей товаров. Такими расходами также считаются расходы, осуществление которых связано с выполнением работ, оказанием услуг.

6. Расходы по обычным видам деятельности принимаются к бухгалтерскому учету в сумме, исчисленной в денежном выражении, равной величине оплаты в денежной и иной форме или величине кредиторской задолженности (с учетом положений пункта 3 настоящего Положения).

Если оплата покрывает лишь часть признаваемых расходов, то расходы, принимаемые к бухгалтерскому учету, определяются как сумма оплаты и кредиторской задолженности (в части, не покрытой оплатой).

6.1. Величина оплаты и (или) кредиторской задолженности определяется исходя из цены и условий, установленных договором между организацией и поставщиком (подрядчиком) или иным контрагентом».

Как выйти на оптовый рынок электроэнергии (ОРЭМ) и не сожалеть потом

В любом виде бизнеса привлечение клиента  — приоритетная задача  для развития компании.

Не является исключением из этого правила и энергосбытовой бизнес.

Хотя рынок электроэнергии в большой  степени остается монополизированным, но конкуренция уже возможна в отношении предприятий и организаций.  Поэтому независимые энергосбытовые компании предлагают потребителям расторгнуть договор с нынешним поставщиком и  заключить договор поставки электрической энергии  с ними для выхода на оптовый рынок электрической энергии и мощности (ОРЭМ).

Поэтому предприятия и организации регулярно получают коммерческие предложения энергосбытовых компаний,  которые обещают экономию, снижение затрат при выходе с их помощью на опт. Менеджеры по продажам таких компаний обычно предлагают «золотые горы» и готовы рассказывать все что угодно, только чтобы потребитель согласился и заключился договор энергоснабжения с энергосбытовой компанией. Стоит отметить, что это типичное поведение  «продажника» в компании из любой сферы бизнеса.  

Анализируя доступную информацию в Интернете и печатных изданиях, касающуюся процедуры и порядка работы на ОРЭМ, мы обнаружили, что никто и никогда не давал потребителям полной и объективной картины,  касательно всех аспектов работы рынка.

Даже на страницах портала потребителей energo-konsultant.ru в большей степени говорится о законодательных аспектах работы опта.

В других источниках информации и того меньше – на сайтах энергосбытовых компаниях речь идет о преимуществах работы, а на сайтах гарантирующих поставщиков либо информации об ОРЭМ нет вовсе, либо она очень скупа или подана в сугубо негативном свете.  

Мы вынуждены констатировать, что объективной картины, в которой бы содержались факты (как положительные, так и отрицательные) об оптовом рынке электроэнергии нет.

Как организации или предприятию сложить объективную картину по этим вопросам не имея достаточной информации?  

Поэтому здесь мы попытаемся рассказать о нашем опыте взаимодействия с клиентами, касательно вывода на оптовый рынок, работе предприятий на розничном рынке и других  вопросов, по работе на опте.

Разумеется, наше мнение не претендует на истину в последней инстанции. Но хочется  верить, что наш опыт сможет помочь руководству компаний и организаций сложить собственный «пазл» и принять верное решение по вопросам закупки электроэнергии.

Преимущества и недостатки оптового рынка электроэнергии или как правильно взвесить аргументы «за» и «против»

Аргументы «ЗА»

Аргумент «ЗА» №1. На оптовом рынке электроэнергии можно экономить: цена на электроэнергию будет ниже.

Именно это снижение и будет тем размером экономии, который получит Ваше предприятие.

При выходе на оптовый рынок, предприятие перестает платить сбытовую надбавку гарантирующему поставщику.

Размеры сбытовых надбавок ежегодно утверждаются для гарантирующих поставщиков местным органом исполнительной власти в области государственного регулирования тарифов.

Выйти на опт предприятие может самостоятельно или с помощью энергосбытовой компании. В случае вывода  предприятия энергосбытовой компанией, последняя работает не бесплатно. Но стоимость услуг ЭСК всегда оказывается значительно ниже сбытовой надбавки гарантирующего поставщика (обычно размер стоимости услуг работы ЭСК согласовывается в договоре).

Отличие цен на оптовом и розничном рынке электроэнергии

Аргумент «ЗА» №2. Экономический эффект с каждым годом будет только расти.

Чем выше цены на оптовом рынке электроэнергии  – тем больше размер экономии от выхода на опт.

Не правда ли, странная зависимость?

Дело в том, что та самая сбытовая надбавка гарантирующего поставщика, которая и является той величиной экономии при работе на ОРЭМ, утверждается формулой в виде процента конечной цены на электрическую энергию, приобретаемой гарантирующим поставщиком

В 2017 году произошел стремительный рост цены на мощность на оптовом рынке (особенно для потребителей 2 ценовой зоны – Зауралья и Сибири). Это привело к росту сбытовых надбавок гарантирующих поставщиков, и, как следствие, росту экономического эффекта от выхода на опт.

В 2018 году тенденция роста цен будет сохраняться. Это обусловлено выравниванием (снижением) тарифов для Дальнего Востока и перераспределением тарифной нагрузки на остальные регионы.

Из-за этого  продолжится рост сбытовых надбавок гарантирующих поставщиков электроэнергии.

Кроме того не стоит забывать того, что у гарантирующих поставщиков крупных и платежеспособных потребителей остается меньше и меньше. А затраты на оплату труда персонала, офисы и т.д. у них не уменьшается. Поэтому бремя тарифной нагрузки на оставшихся потребителей будет с каждым кодом только выше.  

Реальная тарифная нагрузка на бизнес

Аргумент «ЗА» №3. Конкуренция лучше монополии.

К сожалению, еще далеко не все естественные монополии перестроились на новые условия работы и организацию взаимодействия с потребителем. Клиенториентированный подход это не приоритетная задача для них. Персонал монополистов продолжает считать, что «они правят балом» и потребители существуют для них, а не наоборот.  

Безусловно, здесь нельзя говорить о тотальном «совковом» подходе, который естественные монополии предлагают своим потребителям. Но факт остается фактом – до европейских стандартов обслуживания клиентов еще далеко.

Очевидно, что в текущих условиях качественные сервисы по взаимодействию и работе с потребителем предлагают единицы из гарантирующих поставщиков.

При этом независимые энергосбытовые компании, не располагая большой материальной базой, просто обязаны давать клиенту льготы и преференции. Некоторые пытаются выстроить клиентоориентированный подход и сделать клиентов лояльными заказчиками, другие пытаются предложить гибкие условия работы.

В нашей практике мы часто встречали такое явление, что крупные и платежеспособные потребители переходят в энергосбытовую компанию и выходят на ОРЭМ, даже особо не вникая что это такое и какую эффективность для них несет (и несет ли вообще!). Основным аргументом для таких потребителей в пользу независимого энергосбыта являлась его «незапятнанная карма» и обходительность менеждеров ЭСК.

Поэтому преимущества работы с энергосбытовой компанией в части сервиса и лояльного подхода становятся очевидными.  Более того, для потребителей это приобретает даже большее значение – никто не любит игры в одни ворота.

Монополия или конкуренция: что выбираете Вы?

Аргумент «ЗА» №4. Всегда можно легко вернуться обратно.  По – крайней мере, если прошло меньше 3 лет с даты ухода на опт  

В соответствии с п. 37 «Основных положений функционирования розничных рынков электрической энергии», потребитель, если прошло не более 3 лет со дня расторжения договора энергоснабжения (купли-продажи (поставки) электрической энергии (мощности)), ранее заключенного им с гарантирующим поставщиком, с которым он имеет намерение заключить договор вновь, может заключить договор по упрощенной форме.

Эта норма подразумевает, что не нужно долго собирать огромный комплект документов и мучиться с подачей, чтобы вернуться обратно на розничный рынок электроэнергии.

Аргумент «ЗА» № 5. Обратно возвращается малый процент потребителей (по статистике – только  каждый двадцатый)

Большинство вышедших на оптовый рынок потребителей продолжают покупают электроэнергию с опта. Да, они могут сменить поставщика, энергосбытовую компанию, но 95 процентов из них уже никакими коврижками не заманишь обратно.

Исключение составляют те потребители от которых отказываются ЭСК (такая ситуация может возникнуть из-за неплатежей потребителей и больших долгов), а также потребители с непрогнозируемым потреблением в регионах с низким размером сбытовой надбавки – им опт может быть просто невыгодным.

Аргумент «ЗА» №6. Бонус: современная система учета электроэнергии за счет экономического эффекта. Унификация и приведение в соответствии остальных условий  энергоснабжения.

Факт: когда выводом на оптовый рынок предприятия занимаются профессионалы, в 70% случаев выявляются ошибки, невыгодные потребителю условия  в ранее заключенных  договорах энергоснабжения, оказания услуг по передаче электроэнергии и даже договоров о технологическом присоединении к электрическим сетям.  

Более того, за счет полученного экономического эффекта организация строит современную систему учета электрической энергии (АИИС КУЭ).

Иными словами перед покупкой на  опте участник (с помощью энергосбытовой компанией) просто обязан  навести порядок в вопросах энергоснабжения: наладить учет, оптимизировать и унифицировать договоры, устранить все нестыковки и невыгодные для себя моменты, составить техническую документацию (акты разграничения балансовой принадлежности и эксплуатационной ответственности сторон, однолинейны схемы и др.).

Аргументы «ПРОТИВ» выхода на оптовый рынок электроэнергии

Аргумент «против» №1. Строгие требования по срокам оплаты

В соответствии с требованиями п. 19 «Правил оптового рынка электрической энергии», утв. Постановлением Правительства РФ от 27.12.2010 N 1172 и регламентами финансовых расчетов на оптовом рынке электроэнергии, оплата производиться в установленные сроки. Финансовые расчеты участниками оптового рынка осуществляются  в следующие сроки: до 14 числа месяца оплачивается аванс в размере около 30% (электроэнергия, потребленная на РСВ с 1-го по 9-е число расчетного периода), до 28 числа – аванс в размере около 40% (электроэнергия, потребленная на РСВ с 10-го по 23-е  число расчетного периода). Окончательный расчет производится до  21 числа месяца, следующего за расчетным.

На розничном рынке действует примерно такой же график платежей (оплате даже должна производиться немного раньше), но с розничного рынка предприятия никогда не выкинут — попросту дальше выгонять уже некуда.

Если субъект оптового рынка грубо нарушает эти сроки и не соблюдает установленный ковенанты, то в этом случае он обязан предоставить банковскую гарантию на стоимость приобретенной электроэнергии. Наиболее  строгой мерой, которую применяет Коммерческий оператор оптового рынка (ОАО «АТС) к неплательщикам  — лишение статуса субъекта ОРЭМ и, как следствие, возврат на потребителя на розничный рынок электроэнергии. Здесь стоит отметить, что это касается организаций, имеющих статус субъекта ОРЭМ. Если потребитель вышел на опт с помощью энергосбытовой компании, то статуса будет лишена она.

Иными словами, если предприятие, как правило, задерживает оплату потребленной электроэнергии больше чем на один календарный месяц, то выходить на ОРЭМ будет нецелесообразно.

Платить на оптовом рынке электроэнергии надо вперед и вовремя

Аргумент «против» №2. Прогноз потребления электроэнергии минимум на 1 день вперед

Для того, чтобы закупать электроэнергию на опте, необходимо ежедневно отправлять почасовый план покупки электроэнергии. Для этого нужно знать  хотя бы примерный объем потребления электроэнергии на завтрашний день.  

Наша практика показывает, что отклонение факта от плана менее чем на 10% влияет на изменение цены на электроэнергию до 2 коп. с кВт.ч.

Поэтому, если работа Вашего предприятия предусматривает резкое изменение потребления более чем на 20% относительно запланированного, перед  выходом на оптовый рынок стоит немного «потренироваться».

Что мы вкладываем в это слово? Дело в том, что неким аналогом работы оптового рынка электроэнергии является выбор потребителем 5 или 6 ценовой категории на розничном рынке электроэнергии при расчетах с поставщиком. Именно выбор и расчет за электроэнергию с поставщиком  по этим ценовым категориям  будет той самой тренировкой. Ведь эти варианты тарифов предполагают ежедневную подачу в адрес поставщика электроэнергии плановых почасовых данных о потреблении электроэнергии.

Исходя из нашего опыта общения с крупными предприятиями, работающими на рынке уже не первый год, можно констатировать – если предприятие  рассчитывается по 5 или 6 ценовой категории и при этом электричество не становится дороже, чем ранее – то и на оптовом рынке получится работать успешно.

Аргумент «против» №3. Узловое ценообразование на оптовом рынке электроэнергии: что это такое и почему надо учитывать

Для неискушенного потребителя фраза «узловые цены» звучит уж очень непонятно. Да что тут  и говорить – для искушенных потребителей тоже непонятно.

На самом деле все достаточно просто:  

В регионе нахождения потребителя электроэнергии цена в каждом районе разная.

Если, например взять Москву и Московскую область, то ситуация примерно следующая: в одном районе Москвы цена на электроэнергию может быть незначительно выше или ниже, чем в другом районе. Различия небольшие – как правило не превышает 2-3 коп. с кВт.ч.

Гарантирующий поставщик приобретает электроэнергию на ОРЭМ для потребителей «скопом». В этом случае цена электричества для него усредняется и  продажа производится потребителям  по одинаковой цене. Причем неважно, какая фактическая цена складывается в узловом районе потребителя: она может быть как выше средней цены, так и ниже.

Поэтому, чтобы обещанная энергосбытовой компанией эффективность не была омрачена  ростом цены из-за дорогих узлов в конкретном районе, рекомендуется оценить их влияние на экономический эффект. Посмотреть узловые цены можно на официальном сайте коммерческого оператора оптового рынка ОАО «АТС» здесь и здесь во второй ссылке открываете отчет «Отчёт о равновесных ценах в наиболее крупных узлах расчётной модели».   

Карта узловых цен оптового рынка электроэнергии на примере Москвы и области 

Аргумент «против» №4. Зависимость от добросовестности энергосбытовой компании

Да, как и в любом бизнесе залог бесперебойных поставок товаров — добросовестность поставщика.

Не является исключением и деятельность энергосбытовых компанией – ведь по сути они также поставляют товар – электрическую энергию. Поэтому важно работать с добросовестными поставщиками электроэнергии, которые не просто получат  деньги и «растворятся» в неизвестности, а будут обеспечивать исполнение взятых на себя обязательств.

Ранее в РФ уже встречались прецеденты, когда недобросовестные энергосбытовые компании брали с потребителей плату в полном объеме, но не в полном объеме рассчитывались за приобретенную электроэнергию. После введения обязательного лицензирования таких нечестных на руку участников рынка должны лишить (или не выдать) лицензию на энергосбытовую деятельность.

Будем надеяться, что механизмы государственного контроля будут работать четко и отлаженно.  

Работайте только с надежными энергосбытовыми компаниями

Аргумент «против» №5.  Требования здравого смысла к объемам потребления и максимальному количеству точек учета электроэнергии

Хотелось бы вкратце рассказать об основной инвестиции, которая необходима для опта – это  организация коммерческого учета электроэнергии на оптовом рынке электроэнергии (системы АИИС КУЭ). Требования к АИИС КЭУ ОРЭМ прописаны в регламентах оптового рынка. Здесь стоит констатировать, что для организаций с большим количеством точек учета электроэнергии (более 20) и относительно небольшими  объемами потребления электроэнергии (до 1 млн. кВт.ч. в месяц), сроки окупаемости проектов по строительству АИИС КУЭ могут быть достаточно большими. Поэтому этот фактор обязательно необходимо учесть при принятии решения.   

Выводы:

Резюмируя изложенное можно сказать, что работа системы оптового рынка электроэнергии не так уж и сложна, как это может показаться при первоначальном знакомстве.  

Процедуры ОРЭМ четко зарегламентированы. Для того, чтобы покупать электроэнергию и начать экономить не требуется каких-либо чрезмерных усилий. Но при этом нужно ответственно подходить к выбору поставщика электроэнергии (энергосбытовой организации), проверять формируемые ею цены и сопоставлять их с ценами гарантирующего поставщика.