Агентство региональных энергетических проектов представляет вашему внимаю очередной третий видеообзор из цикла, посвященного теме проверки расчета стоимости электрической энергии, определенной по часам суток.

По сложившейся практике напомню темы предыдущих видеообзоров:

Часть 1 была посвящена:
- нормативному правовому регулированию расчета стоимости электрической энергии;
- информации и документам необходимым для проверки расчета стоимости электрической энергии.

Часть 2 раскрывала:
- предельные уровни нерегулируемых цен и их составляющие;
- методику расчета составляющих таких предельных уровней нерегулируемых цен.

Таким образом, мы уяснили нормативную базу, расчет цен, а теперь в части 3 указанного цикла видеообзоров разберемся в объемах (величинах) к которым такие цены и тарифы применяются.

Итак, в части 3 будут раскрыты следующие темы:
- ценовые категории;
- применение нерегулируемых цен (тарифов) к соответствующим объемам электрической энергии и величинам мощности;
- порядок определения (расчета) объемов электрической энергии и величин мощности, к котором применяются соответствующие нерегулируемые цены (тарифы), а также иных показателей, необходимых для правильного расчета стоимости.

Раздел 1.

Рассмотрим ценовые категории.

В соответствии с пунктом 86 Основных положений функционирования розничных рынков электрической энергии, утвержденных Постановлением Правительства РФ от 04.05.2012 №442 (далее – Основные положения), предельные уровни нерегулируемых цен на электрическую энергию (мощность) за соответствующий расчетный период рассчитываются гарантирующим поставщиком по следующим ценовым категориям:

первая ценовая категория (IЦК) - для объемов покупки электрической энергии (мощности), учет которых осуществляется в целом за расчетный период. Стоимость услуг по передаче электрической энергии определяется по тарифу на услуги по передаче электрической энергии в одноставочном выражении. Данную ценовую категорию можно выбрать только потребителям менее 670 кВт.;

вторая ценовая категория (IIЦК) - для объемов покупки электрической энергии (мощности), учет которых осуществляется по зонам суток расчетного периода. Стоимость услуг по передаче электрической энергии определяется по тарифу на услуги по передаче электрической энергии в одноставочном выражении. Данную ценовую категорию можно выбрать только потребителям менее 670 кВт.;

третья ценовая категория (IIIЦК) - для объемов покупки электрической энергии (мощности), в отношении которых осуществляется почасовой учет, но не осуществляется почасовое планирование. Стоимость услуг по передаче электрической энергии определяется по тарифу на услуги по передаче электрической энергии в одноставочном выражении;

четвертая ценовая категория (IVЦК) - для объемов покупки электрической энергии (мощности), в отношении которых осуществляется почасовой учет, но не осуществляется почасовое планирование. Стоимость услуг по передаче электрической энергии определяется по тарифу на услуги по передаче электрической энергии в двухставочном выражении;

пятая ценовая категория (VЦК) - для объемов покупки электрической энергии (мощности), в отношении которых за расчетный период осуществляются и почасовое планирование и почасовой учет. Стоимость услуг по передаче электрической энергии определяется по тарифу на услуги по передаче электрической энергии в одноставочном выражении;

шестая ценовая категория (VIЦК) - для объемов покупки электрической энергии (мощности), в отношении которых за расчетный период осуществляются и почасовое планирование и почасовой учет. Стоимость услуг по передаче электрической энергии определяется по тарифу на услуги по передаче электрической энергии в двухставочном выражении.

Таким образом, и с учетом пункта 97 Основных положений, ценовые категории выбираются в зависимости от одновременного сочетания следующих показателей:

1. Какой ведется вид учета электрической энергии и мощности:

- интегральный (то есть ведется учет в целом по итогам расчетного месяца);

- по зонам суток (ведется 2-х (ночная, дневная) или 3-х (ночная, полупиковая, пиковая) зонный  учет);

- интервальный (то есть ведется почасовой учет по каждому часу суток);

2. Ведется ли почасовое планирование или нет;

3. Какой вид тарифа на услуги по передаче электрической энергии выбран потребителем (то есть в одноставочном или двухставочном выражении);

4. Какова максимальная мощность потребителя (для выбора ценовой категории имеет значение менее 670 кВт или более);

Раздел 2

Теперь рассмотрим, какие цены (тарифы) применяются к каким объемам (величинам) исходя из выбранной ценовой категории:

1.    Тариф на услуги по передаче электрической энергии (мощности) стоит обособлено от других составляющих предельных уровней нерегулируемых цен в системе расчетов за электрическую энергию (мощность) и поэтому его применение рассматривается отдельно.

Для 1, 2, 3 и 5 ценовых категорий когда стоимость услуг по передаче электрической энергии определяется по тарифу на услуги по передаче электрической энергии в одноставочном выражении, одноставочный тариф применяется к объемам электрической энергии.

Такие объемы электрической энергии могут быть получены из показаний любых видов приборов учета интегральных, интервальных, зонных. В данном случае берутся данные прибора учета в итоге за месяц и далее не рассчитывается отдельно.

Для 4 и 6 ценовых категорий когда стоимость услуг по передаче электрической энергии определяется по тарифу на услуги по передаче электрической энергии в двухставочном выражении, тариф делится на две составляющие ставку на оплату потерь в сетях и ставку на содержание сетей.

Ставка на оплату потерь в сетях применяется к объемам электрической энергии, а ставка на содержание сетей к величине сетевой мощности.

Учитывая, что 4 и 6 ценовые категории предусматривают обязательное наличие почасового учета, объемы электрической энергии могут быть получены только из показаний приборов учета, позволяющих измерять почасовые объемы потребления электрической энергии.

Для применения ставки на оплату потерь достаточно взять данные прибора учета в итоге за месяц и далее показатель не рассчитывается отдельно.

А для применения ставки на содержание сетей необходимо расчетным путем определить величину сетевой мощности. Это первая величина из нескольких показателей, методика расчета которых подробно будет раскрыта в следующих слайдах.

Сразу поясню, что в данном случае необходимо понимать как рассчитывается величина сетевой мощности при расчетах с организацией по управлению единой национальной (общероссийской) электрической сетью (для сетей ФСК) и  отдельно при расчетах с прочими сетевыми организациями. Соответственно, первая величина будет раскрываться в двух вариантах.

Кроме того, зачастую возникают случаи, когда потребитель с максимальной мощностью не менее 670 кВт, у которого нет прибора учета, позволяющего измерять почасовые объемы потребления электрической энергии, вынужден в силу пункта 97 Основных положений рассчитываться по какой-либо ценовой категории с 3-й по 6-ю (в данном случае по 4-й или 6-й), где при расчете необходимы данные о почасовых объемах потребления электрической энергии. При таких обстоятельствах, имея только интегральное значение объема потребления электрической энергии за месяц, почасовые объемы потребления электрической энергии определяются расчетным путем. Эта третья методика определения почасовых объемов потребления электрической энергии, о которой пойдет речь позднее, необходима в указанных исключительных случаях не только для возможности расчета данной первой величины – величины сетевой мощности, но и для возможности:

- применения к почасовым объемам потребления электрической энергии цены сбытовой надбавки и почасовых средневзвешенных нерегулируемых цен электрической энергии (мощности)

- а также для возможности расчета четвертой величины – величины электрической покупной мощности.

В связи с тем, что размер тарифа на услуги по передаче электрической энергии дифференцируется по уровням напряжения в точке подключения потребителя к электрической сети (высокое напряжение ВН - 110 кВ и выше, среднее первое напряжение СН1 - 35 кВ, среднее второе напряжение СН2 - 20-1 кВ и низкое напряжение НН - 0,4 кВ и ниже), необходимо также определить какой уровень напряжения подлежит применению в расчетах согласно пункту 45 Методических указаний по расчету регулируемых тарифов и цен на электрическую (тепловую) энергию на розничном (потребительском) рынке, утвержденных Приказом ФСТ России от 06.08.2004 № 20-э/2 (далее – Методические указания) и пункту 15(2) Правил недискриминационного доступа к услугам по передаче электрической энергии и оказания этих услуг, утвержденных Постановлением Правительства РФ от 27.12.2004 №861 (далее – Правила недискриминационного доступа). Это второй показатель, который необходимо определить для правильного расчета стоимости услуг по передаче электрической энергии.

2.    Остальные составляющие предельных уровней нерегулируемых цен, такие как сбытовая надбавка гарантирующего поставщика, средневзвешенная нерегулируемая цена электрической энергии (мощности) и цена иных услуг, оказание которых является неотъемлемой частью процесса поставки электрической энергии потребителям схожи в применении к объемам электрической энергии и величинам мощности.

Для 1 ценовой категории, указанные составляющие, применяются в одноставочном выражении к объемам электрической энергии. Такие объемы электрической энергии могут быть получены из показаний любых видов приборов учета интегральных, интервальных, зонных. В данном случае берутся данные прибора учета в итоге за месяц и далее не рассчитывается отдельно.

Для 2 ценовой категории, указанные составляющие, применяются в одноставочном выражении дифференцированном по зонам суток к объемам электрической энергии. Такие объемы электрической энергии могут быть получены только из показаний приборов учета, позволяющих получать данные о потреблении электрической энергии по зонам суток. В данном случае берутся данные прибора учета по зонам суток и далее не рассчитываются отдельно.

Для ценовых категорий с 3-й по 6-ю цена иных услуг, оказание которых является неотъемлемой частью процесса поставки электрической энергии потребителям, применяется только в одноставочном выражении. Сбытовая надбавка гарантирующего поставщика и средневзвешенная нерегулируемая цена электрической энергии (мощности) применяются в двухставочном выражении. При этом, средневзвешенная нерегулируемая цена электрической энергии (мощности) дифференцируется на 2 цены (на электрическую энергию и на мощность - для расчетов по 3-й и 4-й ценовым категориям) и на 6 цен (из которых 5 на электрическую энергию и соответствующих отклонений и 1 цена на мощность - для расчетов по 5-й и 6-й ценовым категориям, где предусматривается почасовое планирование), а так как сбытовая надбавка гарантирующего поставщика является расчетной величиной, в расчете которой участвует соответствующая средневзвешенная нерегулируемая цена электрической энергии (мощности) она дифференцируется таким же образом.

В этой связи, для упрощения, все вышеуказанные составляющие предлагаю условно дифференцировать на две цены (не считая особенностей расчетов по 5-й и 6-й ценовым категориям где 6 цен) – цену на электрическую энергию и цену на мощность.

И так, цена на электрическую энергию каждого из таких составляющих применяется к объемам электрической энергии, а цена на мощность к величине электрической мощности.

Учитывая, что с 3 по 6 ценовые категории предусматривается обязательное наличие почасового учета, объемы электрической энергии могут быть получены только из показаний приборов учета, позволяющих измерять почасовые объемы потребления электрической энергии.

Для применения цены вышеуказанных составляющих на электрическую энергию необходимо взять почасовые данные прибора учета (за исключением цены иных услуг, оказание которых является неотъемлемой частью процесса поставки электрической энергии потребителям, которую достаточно применить к итоговым за месяц объемам электрической энергии, но применение к почасовым объемам ничего не изменит).

Как было сказано ранее, возникают случаи, когда потребитель с максимальной мощностью не менее 670 кВт, у которого нет прибора учета, позволяющего измерять почасовые объемы потребления электрической энергии, вынужден в силу пункта 97 Основных положений рассчитываться по какой-либо ценовой категории с 3-й по 6-ю, где необходимы данные о почасовых объемах потребления электрической энергии. При таких обстоятельствах, почасовые объемы потребления электрической энергии определяются расчетным путем, о котором также будет рассказано в отдельном слайде. Это третья величина подлежащая определению в исключительных случаях.

Для применения цены на мощность также необходимо расчетным путем определить величину электрической мощности. Это четвертая величина подлежащая расчету.

Кроме того, для расчета сбытовой надбавки необходимо также определить величину максимальной мощности потребителя согласно абзаца одиннадцатого пункта 2 Основных положений. Это пятая величина, которую надо будет определить.

3.    И шестой показатель. В случаях, когда сверх объемов электрической энергии, учтенных приборами учета, к оплате предъявляются потери (в настоящее время в договорах энергоснабжения они предусмотрены в виде % от объема потребления электрической энергии), необходимо определить  правомерность предъявления таких объемов потерь к оплате и рассчитать обоснованную величину таких потерь согласно пункту 144 Основных положений.  

Раздел 3

Мы выяснили, что есть величины (показатели), которые необходимо рассчитать (определить), чтобы правильно применить цены (тарифы) к соответствующим объемам (величинам).

Первая величина - расчет величины сетевой мощности (для определения стоимости услуг по передаче электрической энергии)

Рассмотрим первый вариант расчета для прочих сетевых организаций.

Для наглядности берем расчет по одному рабочему дню января 2013 года (допустим первый рабочий день января - 9 число).

Итак, в соответствии с абзацем 10 пункта 15(1) Правил недискриминационного доступа, объемы услуг по передаче электрической энергии за расчетный период, оказанных прочими сетевыми организациями, и оплачиваемых потребителем электрической энергии (мощности) за расчетный период по ставке, отражающей удельную величину расходов на содержание электрических сетей, двухставочной цены (тарифа) на услуги по передаче электрической энергии, определяется в отношении каждого уровня напряжения, по которым дифференцируется такая цена (тариф), равным среднему арифметическому значению из максимальных значений в каждые рабочие сутки расчетного периода из суммарных по всем точкам поставки на соответствующем уровне напряжения, относящимся к энергопринимающему устройству (совокупности энергопринимающих устройств) потребителя электрической энергии (мощности) почасовых объемов потребления электрической энергии в установленные системным оператором плановые часы пиковой нагрузки.

Разберем теперь, что означает эта формулировка.

Для начала уясним, что плановые часы пиковой нагрузки на соответствующий расчетный период и для соответствующей ценовой зоны публикует на своем официальном сайте системный оператор ОАО «СО ЕЭС» (в части 1 настоящего цикла видеообзоров было показано откуда можно скачать данную информацию). Следует учитывать, что все республики СКФО и ЮФО относятся к первой ценовой зоне.

Находим январь, где видим, что такими плановыми часами являются с 8-го по 12-й и с 18-го по 21-й часы. Соответственно в расчете мы видим в графе 2 и 4 выделены соответствующие плановые часы пиковой нагрузки и проставленный показатель «минимум» и «пик» согласно таким плановым часам.

Установив, какие часы являются плановыми часами пиковой нагрузки, выделяем соответствующие этим часам фактические почасовые объемы потребления электрической энергии по каждому уровню напряжения, которые должны быть суммой потребления по всем точкам поставки на данном уровне напряжения.

Теперь надо из таких объемов в указанные часы по каждому из уровней напряжения выбрать максимальные фактические почасовые объемы потребления электрической энергии, выделяем их (по ВН – 155 кВт.ч. в 11-й час, по СН1- 34 кВт.ч. также в 11-й час, по СН2 – 85 кВт.ч. в 9-й час и по НН – 5 кВт.ч. в 19 час).

Таким же способом надо выбрать максимальные значения во всех следующих рабочих днях в январе 2013 года.

Остается рассчитать среднее арифметическое значение по каждому уровню напряжения, для этого также необходимо знать количество рабочих дней в январе месяце.

Например, для уровня ВН среднее арифметическое значение рассчитывается так:

Берется сумма максимальных значений в каждом рабочем дне января (как видим 9-го числа это - 155 кВт.ч, допустим 10 числа – 136 кВт.ч и т.д.), в целом за январь эта сумма по ВН составила 2624 кВт.ч. и указанную сумму максимальных значений делим на количество рабочих дней в январе – 17, получаем среднее арифметическое значение по уровню напряжения ВН – 154 кВт.

Для определения стоимости расходов на содержание электрических сетей двухставочного тарифа на услуги по передаче электрической энергии получившуюся величину (154 кВт) умножают на ставку, отражающую удельную величину расходов на содержание электрических сетей двухставочного тарифа на услуги по передаче электрической энергии, установленную для уровня напряжения ВН – 327 908 руб./МВт (делим эту ставку на 1000 для приведения ее в формат руб./кВт.). Получаем стоимость услуг в этой части - 50 497,83 руб. И так по каждому уровню напряжения.

Мы рассмотрели, как рассчитывается сетевая мощность для расчетов с прочими сетевыми организациями.

Теперь рассмотрим второй вариант - существует особенность для определения объема услуг по передаче электрической энергии, оказанных организацией по управлению единой национальной (общероссийской) электрической сетью (для сетей ФСК).

В частности, в соответствии с абзацами 5 и 6 пункта 15(1) Правил недискриминационного доступа, объем таких услуг по передаче электрической энергии, оплачиваемых потребителем электрической энергии (мощности) по ставке, отражающей удельную величину расходов на содержание электрических сетей, двухставочной цены (тарифа) на услуги по передаче электрической энергии, с 01.08.2014 до 01.01.2015 (а также до 01.07.2014) равен величине заявленной мощности.

При этом, если в течение расчетного периода регулирования (в рамках указанных диапазонов) за любые 2 и более часа будет выявлено превышение заявленной мощности более чем на 10 процентов, то начиная с расчетного периода, в котором выявлено такое превышение, и до конца расчетного периода регулирования обязательства по оплате оказанных организацией по управлению единой национальной (общероссийской) электрической сетью услуг по передаче электрической энергии (за исключением обязательств сетевых организаций) определяются исходя из наибольшего за расчетный период регулирования почасового значения потребления электрической энергии.

На примере мы видим, что на 2013 год было заявлено мощности 100 кВт. В январе в 1-й час зафиксировано превышение почасового значения потребления электрической энергии над заявленной мощностью на 8 кВт.ч., что менее 10%, соответственно никаких последствий не несет. Далее по 2-м часу зафиксировано превышение почасового значения потребления электрической энергии над заявленной мощностью на 30 кВт.ч., что более 10%, однако так как это первое превышение никаких последствий не несет и по прежнему расчеты ведутся исходя из заявленной потребителем мощности. В феврале и марте допустим не зафиксировано превышений. В апреле допустим в 8-м часу почасовое значение потребления электрической энергии составило всего 80 кВт.ч., что также не несет никаких последствий. Далее в 20-м часу зафиксировано превышение почасового значения потребления электрической энергии над заявленной мощностью на 15 кВт.ч., что более 10%, и так как это уже второе превышение, вступает в силу условие о начале расчетов исходя из наибольшего за расчетный период регулирования почасового значения потребления электрической энергии. Как видим таким наибольшим значением является 130 кВт.ч. зафиксированные во 2-м часу января 2013 года. Учитывая, что второе превышение было выявлено в апреле 2013 года, следовательно начиная с апреля обязательства по оплате оказанных организацией по управлению единой национальной (общероссийской) электрической сетью услуг по передаче электрической энергии будут определяться исходя из величины сетевой мощности 130 кВт., а не исходя из величины заявленной мощности 100 кВт.

С 01.01.2015 (а также только за август 2014 года) объем вышеуказанных услуг по передаче электрической энергии определяется в порядке, предусмотренном абзацем 10 настоящего пункта Правил недискриминационного доступа для определения объема услуг по передаче электрической энергии за расчетный период, оказанных прочими сетевыми организациями, то есть исходя из рассчитанного среднего арифметического значения фактической величины потребленной мощности.

Вторая величина - механизм определения уровня напряжения.

Для обоснованного определения стоимости услуг по передаче электрической энергии необходимо правильно определить уровень напряжения. Тарифы на услуги по передаче электрической энергии дифференцируются таким образом, что чем выше уровень напряжения, тем ниже цена.

В соответствии с пунктом 15(2) Правил недискриминационного доступа к услугам по передаче электрической энергии и оказания этих услуг, утвержденных Постановлением Правительства РФ 27.12.2004 № 861, при расчете и применении цены (тарифа) на услуги по передаче электрической энергии, дифференцированной по уровням напряжения в соответствии с Основами ценообразования в области регулируемых цен (тарифов) в электроэнергетике, уровень напряжения в отношении каждой точки поставки принимается равным соответствующему значению питающего (высшего) напряжения объектов электросетевого хозяйства, на которых происходит преобразование уровней напряжения (трансформация), если граница раздела балансовой принадлежности между сетевой организацией и потребителем установлена на таких объектах электросетевого хозяйства.

На данном примере в ситуации «А» будет применяться уровень напряжения СН2, так как предположим, что граница раздела балансовой принадлежности между сетевой организацией и потребителем установлена на трансформаторе и даже если такая граница расположения по низкой стороне данного трансформатора. А в ситуации «Б» расчеты будут вестись уже по уровню напряжения НН, так как границей балансовой принадлежности является точка на линии 0,4 кВ.

Логика такого подхода заключается в том, что если потребителю электроэнергия поступает от трансформаторных подстанций, первичным напряжением которых является допустим 6 кВ (второй средний уровень напряжения), при этом граница раздела балансовой принадлежности между поставщиком и предприятием проходит например по "шпилькам" (зажимам) силовых трансформаторов со стороны вторичной обмотки, то предприятие фактически получает электроэнергию по низкому уровню напряжения. Но поставщик в этой ситуации несет затраты на передачу электроэнергии только среднего второго уровня напряжения (на приведенном примере ситуация «А»), следовательно в отношении такого потребителя должен применяться тариф по уровню второго среднего напряжения. В ситуации «Б» поставщик уже вынужден нести расходы на передачу электрической энергии по сетям 0,4 кВ, являющихся низким напряжением, а соответственно в расчетах берется указанный низкий уровень (так как данный котловой тариф учитывает расходы сетевой организации на передачу электрической энергии по таким сетям).

В пункте 45 Методических указаний более подробно описаны точки возможных подключений, являющихся границей балансовой принадлежности, при определении которых в соответствующем акте разграничения за уровень напряжения будет принимается значение питающего (высшего) напряжения центра питания (подстанции) независимо от уровня напряжения, на котором подключены электрические сети потребителя.

Третья величина – определение почасовых объемов потребления электрической энергии при отсутствии прибора учета, позволяющего измерять почасовые объемы потребления электрической энергии, на основе интегральных данных о потреблении электрической энергии в целом за месяц.

В соответствии с пунктом 97 Основных положений потребитель с максимальной мощностью не менее 670 кВт с 1 июля 2013 г. не имеет права выбора и применения первой и второй ценовых категорий. Следовательно, такой потребитель вынужден рассчитываться с 3-й по 6-ю ценовые категории. Кроме того, в соответствии с пунктом 139 Основных положений для учета электрической энергии, потребляемой потребителями с максимальной мощностью не менее 670 кВт, подлежат использованию приборы учета, позволяющие измерять почасовые объемы потребления электрической энергии, класса точности 0,5S и выше, обеспечивающие хранение данных о почасовых объемах потребления электрической энергии за последние 90 дней и более. При этом, в соответствии с пунктом 143 Основных положений использование интегральных приборов учета допускается по точкам поставки на объектах электросетевого хозяйства напряжением 10 кВ и ниже при условии, что суммарная максимальная мощность по данным точкам поставки не превышает 2,5 процента максимальной мощности всех точек поставки в границах балансовой принадлежности потребителя.

Следовательно, существует два варианта обстоятельств (в данном случае мы не рассматриваем вариант, когда все точки поставки оборудованы приборами учета, позволяющими измерять почасовые объемы потребления электрической энергии, при котором ничего рассчитывать и определять не требуется – просто берутся данные прибора учета о почасовых объемах потребления электрической энергии), а именно;

1. только часть точек поставки оборудованы приборами учета, позволяющими измерять почасовые объемы потребления электрической энергии, а часть - интегральными приборами учета. В свою очередь второй вариант может быть в трех разных ситуациях:

а) точки поставки, оборудованные интегральными приборами учета, расположены  на объектах электросетевого хозяйства напряжением 10 кВ и ниже, а суммарная максимальная мощность по данным точкам поставки не превышает 2,5 процента максимальной мощности всех точек поставки в границах балансовой принадлежности потребителя;

б) точки поставки, оборудованные интегральными приборами учета, расположены  на объектах электросетевого хозяйства напряжением 10 кВ и ниже, но суммарная максимальная мощность по данным точкам поставки превышает 2,5 процента максимальной мощности всех точек поставки в границах балансовой принадлежности потребителя;

в) точки поставки, оборудованные интегральными приборами учета, расположены  на объектах электросетевого хозяйства напряжением выше 10 кВ.

2. все точки поставки оборудованы интегральными приборами учета.

При ситуации «а» первого варианта, почасовые объемы потребления электрической энергии определяются в соответствии с абзацем 2 пункта 143 Основных положений следующим образом. Суммарный объем потребления электрической энергии за расчетный период по точкам поставки, оборудованным интегральными приборами учета, распределяется по часам расчетного периода пропорционально доле объема потребления электрической энергии за каждый час расчетного периода, определенного суммарно по всем точкам поставки, оборудованным приборами учета, позволяющими измерять почасовые объемы потребления электрической энергии, в суммарном объеме потребления электрической энергии за расчетный период по всем точкам поставки, оборудованным приборами учета, позволяющими измерять почасовые объемы потребления электрической энергии.

При ситуации «б» и «в» первого варианта, а также при втором варианте, то есть в случае, если в отношении потребителя, в расчетах за электрическую энергию с которым используется ставка за мощность, не выполнено в соответствии с пунктом 143 Основных положений требование об использовании приборов учета, позволяющих измерять почасовые объемы потребления электрической энергии, то вплоть до выполнения указанного требования во всех точках поставки в границах балансовой принадлежности энергопринимающих устройств такого потребителя, которые оборудованы интегральными приборами учета, почасовые объемы потребления электрической энергии в соответствии с абзацем третьим пункта 181 Основных положений в установленные системным оператором плановые часы пиковой нагрузки в рабочие дни расчетного периода полагаются равными минимальному значению из объема потребления электрической энергии, определенного на основании показаний интегрального прибора учета за расчетный период, распределенного равномерно по указанным часам, и объема электрической энергии, соответствующего величине максимальной мощности энергопринимающих устройств этого потребителя в соответствующей точке поставки, а почасовые объемы потребления электрической энергии в остальные часы расчетного периода определяются исходя из равномерного распределения по этим часам объема электрической энергии, не распределенного на плановые часы пиковой нагрузки.

Если в первой методике его алгоритм легко уяснить, то во втором случае, необходимо разъяснить формулировку этой методики - как ее правильно понимать.

Возьмем все тот же месяц январь 2013 года, в котором 31 день, из них 17 рабочих дней и 14 остальных. Для примера покажем наглядно первый рабочий день января 9 число и возьмем объем потребления электрической энергии в этом месяце по уровню напряжения СН2 равный 76739 кВт.ч. (эти данные из реального расчета по одному из потребителей, на основе почасового прибора учета). Предположим, что учет по СН2 интегральный и у нас нет почасовой разбивки указанного итогового объема потребления.

Нам понадобятся следующие данные: максимальная мощность в точке поставки по уровню напряжения СН2 – допустим 4600 кВт (также реальные данные), количество плановых часов пиковой нагрузки за одни сутки – их всего 9 (как ранее было показано с 8-го по 12-й час и с 18-го по 21-й час), теперь вычислим сколько таких часов в январе путем умножения 9 на 17 рабочих дней, получаем – 153 часа.

Теперь, согласно описанной в пункте 143 Основных положений методики, мы должны итоговый объем за месяц по уровню напряжения СН2 - 76739 кВт.ч. разделить на общее количество плановых часов пиковой нагрузки в этом месяце, которое у нас составило 153 час. Тем самым мы получаем объем 501,6 кВт.ч., который приходится на каждый плановый час пиковой нагрузки из 153 часов. Вот эту величину мы должны разнести напротив каждого такого часа в расчете.

Напротив в столбце мы согласно той же методике разносим просто величину максимальной мощности – 4600 кВт. в каждый плановый час пиковой нагрузки.

Теперь нам нужно определить минимальное значение из них.

В данном случае мы видим, что приходящаяся на плановые часы пиковой нагрузки величина 501,6 кВт.ч. явно меньше чем величина максимальной мощности 4600 кВт. Следовательно, для расчета мы берем первый столбец. Если бы величина максимальной мощности была в данном случае меньше 501,6 кВт. (допустим 450 кВт.), то для расчетов мы бы взяли второй столбец, в котором были бы отражены не по 4600 кВт., а по 450 кВт.

Далее, в выбранном варианте расчетов (сейчас это первый столбец) мы должны согласно методике оставшиеся объемы, не распределенные на плановые часы пиковой нагрузки, равномерно распределить на остальные часы расчетного периода. Учитывая, что был выбран первый столбец, где весь объем 76739 кВт.ч. уже распределен на плановые часы пиковой нагрузки, то оставшихся объемов не имеется, а соответственно на остальные часы всего расчетного периода распределяется 0 кВт.ч. А если бы мы взяли в расчет второй столбец (при условии, когда минимальным значением оказалось 450 кВт.), то распределенный по плановым часам пиковой нагрузки в рабочие дни января месяца объем составил только 68850 кВт.ч. (450 х 153 плановых часа пиковой нагрузки) и в таком случае оставшиеся объемы, не распределенные на плановые часы пиковой нагрузки, составили 7889 кВт.ч. (76739 кВт.ч. всего – 68850 кВт.ч. распределенные на все плановые часы пиковой нагрузки исходя из 450 кВт. в плановый час), которые мы должны разделить на количество остальных часов, не относящимся к плановым, это 591 час, чтобы определить тот объем, который равномерно распределился бы на остальные часы расчетного периода (13,3 кВт.ч.).

В любом из приведенных вариантов, когда в плановых часах пиковой нагрузки будет отражены объемы хоть 501,6 кВт., хоть 450 кВт,  искусственно более чем в 4 раза завышается величина, которая учитывается при расчете среднего арифметического значения для определения стоимости величины электрической и сетевой мощности. Это получается за счет того, что от 90 (при втором варианте) до 100 (при первом варианте) процентов объемов потребления по СН2 за весь месяц будут распределены только на рабочие дни и только на плановые часы пиковой нагрузки, установленные системным оператором. Так, среднее арифметическое значение, которое могло сложиться, если бы были почасовые приборы учета, составило величину 112 кВт. (эта величина рассчитана исходя из реального фактического почасового потребления).

Цель такого подхода – увеличение ценовой нагрузки на потребителя с максимальной мощностью не менее 670 кВт, у которого не установлен прибор учета, позволяющий измерять почасовые объемы потребления электрической энергии, и стимулировать его к скорейшему исполнению требований Основных положений.

Четвертая величина - расчет величины электрической мощности (для определения стоимости, подлежащей покупке величины мощности).

Для наглядности берем тот же расчет за 9 января 2013 года.

В соответствии с абзацем 8 пункта 95 Основных положений величина мощности, оплачиваемой на розничном рынке потребителем (покупателем) за расчетный период, определяется как среднее арифметическое значение почасовых объемов потребления электрической энергии в часы, определенные коммерческим оператором из установленных системным оператором плановых часов пиковой нагрузки в рабочие дни расчетного периода.

Разберем данную формулировку по частям.

В данном случае уясним, что часы пиковой нагрузки указаны в Ежемесячном отчете по часам пиковой нагрузки для субъектов Российской Федерации, которые публикует коммерческий оператор ОАО «АТС» на своем официальном сайте за соответствующий расчетный период (в части 1 настоящего цикла видеообзоров было показано откуда можно скачать данную информацию).

В данном отчете фигурируют все имеющиеся в январе 2013 года рабочие дни, нас интересует 9 число. Итак, 9 января 2013 года коммерческий оператор ОАО «АТС» определил час, в котором зафиксирован объем фактического пикового потребления гарантирующего поставщика – это 20 час (впрочем для всех рабочих дней данного месяца он был одинаков, хотя может быть иным). Соответственно в расчете мы видим в графах 2 и 3 выделен соответствующий час пиковой нагрузки и проставлены показатели «минимум» и показатель «пик» согласно такому часу.

При этом напомню формулировку абзаца 8 пункта 95 Основных положений, что такой час определяется из установленных системным оператором плановых часов пиковой нагрузки в рабочие дни расчетного периода, то есть только в этом диапазоне часов.

Установив какой час является пиковым для гарантирующего поставщика в этот рабочий день месяца, выделяем соответствующие этому часу фактические почасовые объемы потребления электрической энергии по каждому уровню напряжения. При этом, в данном ситуации не важно, что в другие часы у потребителя объемы потребления были выше или ниже, просто надо взять в расчет именно те объемы фактического потребления самого потребителя которые приходятся на определенный коммерческим оператором час пиковой нагрузки гарантирующего поставщика.

Таким же способом надо выбрать значения во всех рабочих днях в январе 2013 года.

Остается рассчитать среднее арифметическое значение в целом (без разбивки по уровням напряжения), для этого необходимо знать количество рабочих дней в январе месяце.

Например, среднее арифметическое значение рассчитывается так:

Берется сумма значений по всем уровням напряжения за каждый 20-й час, установленный коммерческим оператором, во всех рабочих днях января (допустим по ВН это - 99 кВт.ч, СН-1 – 25 кВт.ч., СН-2 – 81,2 кВт.ч., НН – 3 кВт.ч.), в целом за 9 число такая сумма составила 208,2 кВт.ч. И так определив сумму по каждому 20-му в другие рабочие дни, складываем все полученные суммы в 20-й час за все рабочие дни и допустим получим за январь - 3577 кВт.ч.. Далее указанную общую сумму (3577 кВт.ч.) делим на количество рабочих дней в январе – 17, получаем среднее арифметическое значение – 210 кВт. Указанная величина электрической мощности (210 кВт) используется для определения стоимости электрической энергии в части мощности и стоимости сбытовой надбавки в части мощности при расчетах по двухставочной нерегулируемой цене.

Пятая величина - механизм определения величины максимальной мощности (для расчета стоимости сбытовой надбавки).

В соответствии с пунктом 4 Методических указаний по расчету сбытовых надбавок гарантирующих поставщиков и размера доходности продаж гарантирующих поставщиков, утвержденных Приказом ФСТ России от 30.10.2012 № 703-э, сбытовые надбавки для группы "прочие потребители" дифференцируются по следующим подгруппам потребителей в зависимости от величины максимальной мощности принадлежащих им энергопринимающих устройств:

- менее 150 кВт;

- от 150 до 670 кВт;

- от 670 кВт до 10 МВт;

- не менее 10 МВт.

В этой связи доходность продаж гарантирующего поставщика дифференцируется в зависимости от величины максимальной мощности принадлежащих потребителям энергопринимающих устройств

В соответствии с абзацем одиннадцатым пункта 2 Основных положений, максимальная мощность энергопринимающих устройств потребителя для целей определения его обязательств на розничном рынке, а также для целей отнесения его к подгруппам потребителей, в том числе и при применении гарантирующими поставщиками дифференцированных по группам (подгруппам) потребителей сбытовых надбавок, определяется в соответствии с Правилами недискриминационного доступа,

- в рамках границ балансовой принадлежности в отношении энергопринимающего устройства, принадлежащего на праве собственности или на ином законном основании потребителю,

- а в случае, если у потребителя несколько энергопринимающих устройств, имеющих между собой электрические связи через принадлежащие потребителю объекты электросетевого хозяйства, для этих целей максимальная мощность определяется в соответствии с указанными Правилами в отношении такой совокупности энергопринимающих устройств.

В ситуации «А» граница балансовой принадлежности в отношении энергопринимающего устройства у каждого объекта своя, в связи с чем, мощности учитываются отдельно при определении показателя доходности продаж, который  будет соответствовать в первом случае  диапазону менее 150 кВт, а во втором случае – от 150 до 670 кВт. Соответственно цена сбытовой надбавки будет разная.

В ситуации «Б» несколько энергопринимающих устройств, имеют между собой электрические связи через принадлежащие потребителю объекты электросетевого хозяйства, поэтому берется совокупность мощностей указанных объектов, которая составила 680 кВт. Следовательно, показатель доходности продаж будет соответствовать диапазону от 670 кВт до 10 МВт.

Шестая величина - порядок и условия для предъявления к оплате потерь в сетях и их расчет.

В случаях, когда сверх объемов электрической энергии, учтенных приборами учета, к оплате предъявляются потери (в настоящее время в виде % от объема потребления электрической энергии), необходимо определить  правомерность предъявления таких объемов к оплате и объем таких потерь согласно пункту 144 Основных положений.

Согласно абзацу второму пункта 144 Основных положений, в случае если прибор учета расположен не на границе балансовой принадлежности объектов электроэнергетики (энергопринимающих устройств) смежных субъектов розничного рынка, то объем потребления электрической энергии, определенный на основании показаний такого прибора учета, в целях осуществления расчетов по договору подлежит корректировке на величину потерь электрической энергии, возникающих на участке сети от границы балансовой принадлежности объектов электроэнергетики (энергопринимающих устройств) до места установки прибора учета. Расчет величины потерь осуществляется сетевой организацией в соответствии с актом уполномоченного федерального органа, регламентирующим расчет нормативов технологических потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям.

Приведем наглядный пример. При ситуации «А» рассчитанный объем потерь вычитается из объемов, учтенных прибором учета, а в ситуация «Б» -  прибавляется к объему, учтенному прибором учета.

Исходя из положений пункта 144 Основных положений следует, что условия договора энергоснабжения в части определения потерь и выставление к оплате потребителю таких потерь на участке "граница раздела - узел учета" при установке прибора учета не на границе балансовой принадлежности, с 12.06.2012 (начало действия пункта 144 Основных положений) должны соответствовать следующим критериям:

- потери должны рассчитываться индивидуально в каждом конкретном случае для каждой точки поставки исходя из соответствующих технических показателей электроэнергетического оборудования, имеющегося на участке "граница раздела - узел учета", а не отражаться самостоятельно гарантирующим поставщиком (энергосбытовой компанией) в договоре энергоснабжения в фиксированном размере, например потерь холостого хода трансформатора - 5,1% от объема фактического потребления электрической энергии;

- расчет потерь должна производить только сетевая организация. Следовательно, к договору энергоснабжения в качестве обоснования величины потерь должен быть приложен такой расчет, подписанный уполномоченным представителем только сетевой организации;

- основанием для расчета потерь должен служить акт уполномоченного федерального органа, регламентирующий расчет нормативов технологических потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям. Таким актом является Инструкция по организации в Министерстве энергетики Российской Федерации работы по расчету и обоснованию нормативов технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям, утвержденная Приказом Минэнерго России от 30.12.2008 № 326;

- если на дату вступления в силу Основных положений (то есть на 12.06.2012) в договоре сторонами согласована методика выполнения измерений, аттестованная в установленном порядке, то в этом случае при расчете величины потерь используется такая методика.  При этом, акт уполномоченного федерального органа используется с первого числа месяца, следующего за месяцем, в котором одна из сторон в письменной форме направила заявление о его использовании;

- если на дату вступления в силу Основных положений (то есть на 12.06.2012) в договоре сторонами согласовано условие об оплате потерь по фиксированной процентной ставке (иными словами, если в договоре отсутствовала согласованная методика выполнения измерений, аттестованная в установленном порядке), то в этом случае, в силу пункта 2 статьи 422 и пункта 2 статьи 4 ГК РФ, а также абзаца четырнадцатого статьи 6 Федерального закона от 26.03.2003 №36-ФЗ «Об особенностях функционирования электроэнергетики в переходный период…», с даты вступления в силу Основных положений должны применяться императивные условия по порядку определения потерь согласно пункту 144 Основных положений.

Спасибо за внимание, на этом цикл видеообзоров, состоящий из 3-х частей, посвященных теме проверке расчета стоимости электрической энергии, определенной по часам суток, завершен.

ID проекта: 00/04-16921/07-14/33-17-3
Дата создания паспорта проекта: 24.07.2014
Категория НПА: Проект нормативного правового акта
Разработчик: Федеральная служба по тарифам
Вид НПА: Постановление Правительства Российской Федерации
Название: "Об установлении сбытовых надбавок гарантирующих поставщиков электрической энергии (мощности) методом сравнения аналогов"

В пояснительной записке к проекту постановления Правительства Российской Федерации «Об установлении сбытовых надбавок гарантирующих поставщиков электрической энергии (мощности) методом сравнения аналогов» говорится следующее:

"В рамках исполнения поручения по пункту 38 Плана мероприятий по ограничению конечной стоимости товаров и услуг инфраструктурных компаний при сохранении их финансовой устойчивости и инвестиционной привлекательности, Федеральной службой по тарифам совместно с НП «Советом рынка» подготовлен проект постановления Правительства Российской Федерации «Об установлении сбытовых надбавок гарантирующих поставщиков электрической энергии (мощности) методом сравнения аналогов» (далее – проект постановления). Постановляющей частью проекта постановления предусмотрена подготовка нормативного правового акта, согласно которому должны быть разработаны критерии обеспечения очного и заочного обслуживания потребителей (покупателей) гарантирующими поставщиками и порядок проверки их соблюдения. Проектом постановления вносится ряд изменений и уточнений в Основы ценообразования в области регулируемых цен (тарифов) в электроэнергетике, утвержденные постановлением Правительства Российской Федерации от 29 декабря 2011 года №1178, позволяющие применение модели эталонных затрат сбытовой компании на основе сравнительного анализа с учетом критериев качества обслуживания потребителей. Введены новые понятия, в частности, «эталон затрат» и «эталонная выручка на осуществление предпринимательской деятельности в качестве гарантирующего поставщика», также расширена дифференциация групп для применения сбытовой надбавки. Определен алгоритм учета и определения необходимой валовой выручки гарантирующего поставщика, используемой при расчете сбытовой надбавки, методом эталонный затрат. Также установлен порядок, позволяющий поэтапный переход к данному методу. Предлагаемые изменения направлены на повышение прозрачности бизнес-процессов энергосбытовой деятельности гарантирующего поставщика, а также повышения качества энергосбытовой деятельности.

Источник: Единый портал

p.s. смотрите также на нашем сайте в разделе "Новости электроэнергетики" статью "Правительство готовится внедрить новую модель расчёта тарифов для энергосбытовых компаний – гарантирующих поставщиков электроэнергии"

ID проекта: 00/04-18131/09-14/33-17-3
Дата создания паспорта проекта: 03.09.2014
Категория НПА: Проект нормативного правового акта
Разработчик: Федеральная служба по тарифам
Вид НПА: Постановление Правительства Российской Федерации
Название: О внесении изменений в Основы ценообразования в области регулируемых цен (тарифов) в электроэнергетике.

Срок общественного обсуждения (дней): 15
Даты проведения обсуждения: 03.09.2014 - 18.09.2014
Адрес электронной почты для отправки участниками обсуждения своих предложений: Этот адрес электронной почты защищен от спам-ботов. У вас должен быть включен JavaScript для просмотра.
Почтовый адрес для отправки участниками обсуждения своих предложений: Китайгородский проезд, д.7, строение 1, г. Москва, 109074
Ответственное лицо: Ромащенко Раушан Вакеновна
Адрес электронной почты ответственного лица:Этот адрес электронной почты защищен от спам-ботов. У вас должен быть включен JavaScript для просмотра.

В пояснительной записке к проекту изменений говорится, что они направлены на приближение балансовых показателей к фактическим значениям.

Источник: Единый портал

Первая часть работы сделана – разработан соответствующий проект постановления правительства. Участники рынка единогласно поддерживают изменения, но пока немного насторожены: конкретные цифры, которые окажут влияние на деятельность компаний, ещё неизвестны.

Первый шаг
Федеральная служба по тарифам (ФСТ) разработала проект постановления правительства, которым вводится новая система расчёта тарифов (так называемых сбытовых надбавок) на услуги гарантирующих поставщиков электроэнергии. Документ уже направлен в аппарат правительства.
Впервые об изменении тарифообразования на услуги гарантирующих поставщиков заговорили в 2012 году. ФСТ, регулятор услуг естественных монополий, отмечала ряд проблем, присущих классическому методу экономически обоснованных затрат. Если говорить просто, этот метод заключается в том, что компании предоставляют региональному регулятору расчёты, относительно того, сколько средств им необходимо для осуществления деятельности. Часть затрат регулятор учитывает, часть – «срезает». Следствием этой системы было неэффективное регулирование: завышенные издержки некоторых компаний перекладывались на потребителей, или же, наоборот, регулятор лишал энергосбыт части действительно нужных расходов.
«Изменение принципов регулирования сбытовых надбавок связано с необходимостью избавления конечных потребителей энергоресурсов от неэффективности поставщиков», – пояснили «Перетоку» в НП «Совет рынка». Председатель правления Некоммерческого партнёрства гарантирующих поставщиков и энергосбытовых компаний (НП ГП и ЭСК) Наталья Невмержицкая в свою очередь добавила, что предлагаемые изменения направлены на повышение прозрачности бизнес-процессов энергосбытовой деятельности гарантирующего поставщика.

Стандартизация услуг
Деятельность по сбыту электрической энергии в разных регионах достаточна однотипна. Энергосбыты имеют похожий набор функций: закупают электроэнергию на оптовом рынке, взамодействуют с сетевыми компаниями, ведут счета клиентов и выписывают квитанции, организовывают кол-центры и офисы для офлайнового обслуживания потребителей. Поэтому этот вид деятельности достаточно просто нормировать. Проблемы с расчётом тарифов возникают в деталях. «Какие-то компании борются с неплатежами, взыскивают дебиторскую задолженность, сокращают издержки посредством выбора более эффективных каналов продаж, то есть работают эффективно. А другие – нет», – говорят в НП «Совет рынка». Потребители становятся заложниками этой неэффективности, когда все издержки гарантирующего поставщика включают в его тариф.
Или другая ситуация: когда тарифная база гарантирующего поставщика необоснованно занижается региональными органами регулирования с целью снижения тарифов. Например, связанных с соблюдением стандартов качества обслуживания потребителей: расходы на кол-центры, выездные бригады для обслуживания клиентов в удалённой местности, траты на сокращение длительности ожидания в офисах центров очного обслуживания клиентов. То есть новый метод не только позволит исключить субъективность на включение того или иного вида затрат, но и позволит повысить качество обслуживания клиентов.
Эксперты и участники рынка поддерживают новый подход. «Требования к методике обсуждались в «Совете рынка», некоторые вопросы для дискуссии остаются, но в целом это направление нами поддерживается», – сказала «Перетоку» Наталья Невмержицкая. Она пояснила, что введение этого механизма поддерживается гарантирующими поставщиками, поскольку сбытовые надбавки многих из них недотягивают до уровня «эталонных затрат», эти компании работают в зоне убыточности. «Новая система расчёта сбытовых надбавок должна позволить эффективным сбытовым компаниям не просто покрывать свои расходы, но и иметь приемлемый уровень рентабельности», – полагает предправления партнёрства гарантирующих поставщиков.
«Мы заинтересованы в формировании единой методики расчёта затрат и выручки гарантирующих поставщиков и создании равных условий при установлении сбытовых надбавок для всех сбытовых компаний как региона, так и страны», – говорит заместитель директора по экономике и финансам ОАО «Екатеринбурэнергосбыт» Ольга Украинская.

Что дальше
Пока не ясно самое главное: нет конкретных расчётов «эталонных» расходов гарантирующих поставщиков, которые будут различаться в зависимости от региона, уровня цен и зарплат.
«На текущем этапе зафиксированы принципы и подходы установления эталонной необходимой валовой выручки гарантирующих поставщиков на основе 10 основных категорий затрат. Базовые принципы расчёта будут утверждены постановлением правительства, которые заложат методические основы для установления сбытовых надбавок. Детали расчёта будут утверждаться методическими указаниями Федеральной службы по тарифам», – говорят в «Совете рынка». В соответствии с проектом постановления ФСТ на согласование этого документа отводится шесть месяцев. В ходе согласования будут утверждаться в том числе и нормативы, например, связанные с необходимостью обслуживания кредитов из-за кассовых разрывов гарантирующих поставщиков, формирование резерва по сомнительным долгам и прочее. А также нормативный правовой акт, который определит критерии качества очного и заочного обслуживания потребителей.
«Вопросов на самом деле очень много, так как самой методики сравнения аналогов, значений эталонов пока нет даже в проекте. Кроме того, на законодательном уровне предстоит принять критерии обеспечения обслуживания потребителей, которые также лягут в основу определения выручки гарантирующих поставщиков по новой методике. А это самое главное, поскольку сейчас в проекте обозначена только некая канва, по какому принципу будет формироваться необходимая валовая выручка гарантирующих поставщиков, но что конкретно ляжет расчёт эталонных затрат и эталонной выручки станет понятно, только когда будут разработаны и выпущены соответствующие нормативные документы», – сказала Ольга Украинская.
Аналитик Deutsche Bank Дмитрий Булгаков в свою очередь согласен: привязывание к эталонным расходам – правильная инициатива. Но главный вопрос в конкретных параметрах. «Тема с привязыванием к эталонным расходам правильная. Она предполагает выделение сбытов с наиболее низкими показателями по расходам и затем установление критериев для других сбытов. Как и в случае с распределительными компаниями, главное тут – имплементация, то есть выход на введение этих критериев. Про распределительные сети и эталонные показатели говорится вот уже несколько лет. Но результатов пока нет», – сказал эксперт.

Поэтапный переход
Переход к расчётам сбытовой надбавки по методу эталонных затрат произойдёт не одномоментно – предусматривается несколько этапов. Так, в 2015 году для расчёта сбытовой надбавки будут полностью учтены экономически обоснованные расходы. В 2016 году их доля составит 60% (40% будет рассчитываться по «эталону»). В 2017 году доля снизится до 30%, а окончательный переход на «эталоны» произойдёт в 2018 году.
«Переходный период 2016–2017 годов обеспечит плавное изменение сбытовых надбавок, а также позволит компаниям оптимизировать свои бизнес-процессы и структуру расходов», – поддерживает поэтапное внедрение Наталья Невмержицкая.
В «Совете рынка» также надеются, что за счёт поэтапного внедрения будет снята острота с такой темы, как задолженность энергосбытам. «К моменту перехода на 100% установление сбытовой надбавки методом сравнения аналогов, должны в полной мере заработать меры по усилению платёжной дисциплины за потреблённые энергоресурсы на розничном рынке (бюджетные гарантии, усиление финансовой и административной ответственности, пени за просрочку и др.), которые должны существенным образом повлиять на величину просроченной дебиторской задолженности», – говорят в НП.
«Что касается отдельных участников рынка, у которых накоплена значительная просроченная дебиторская задолженность, в настоящее время обсуждаются особенности для таких участников», – добавил собеседник.

Источник: Переток

p.s. смотриет на нашем сайте в разделе "Обзор изменений в законодательстве..." ссылку на текст указанных изменений

МРСК Северного Кавказа реализует проект по сооружению подстанции «Бештау» уже три с половиной месяца — это один из крупнейших инвестпроектов компании в 2014-ом году.
Необходимость в дополнительных электроэнергетических мощностях возникла в связи с возведением в городе Пятигорск нового жилищного микрорайона «Западный», требующего достаточно больших объемов электропитания.
Технический проект по строительству ПС «Бештау» 110/10 кВ осуществляет Группа компаний «Меридиан» — подрядчик сооружения распределительного предприятия, выигравший ранее соответствующий тендер.
Согласно условиям контракта, Группа компаний «Меридиан» должна сдать готовый питающий центр уже до конца 2014-го года.
Готовность подстанции к работе в промышленном режиме позволит приступить к масштабному строительству инфраструктуры и жилмассива микрорайона «Западный», поэтому в настоящее время сооружение ПС «Бештау» ведется в ускоренном темпе, пишут новости энергетики России.

источник: Новости энергетики

Завершено расследование в отношении экс-оперативника по особо важным делам ГУБОП МВД Артема Кольте, который является фигурантом расследования, связанного с масштабными хищениями средств ООО «Энергострим». Как сообщает «Коммерсантъ», Следственный департамент МВД предъявил ему обвинение в мошенничестве в особо крупном размере (ч. 4 ст. 159 УК РФ). Ущерб, вменяемый Кольте, следствием оценивается в 25,7 млн рублей.
В центре расследования, фигурантом которого является бывший оперативник, находится екатеринбургская фирма «Легард». Официально это уральское ООО оказывало 12 региональным сбытовым компаниям, входящим в «Энергострим», информационно-консультативные услуги на сотни миллионов рублей в год.
Следствие обратило внимание на то, что деньги, получаемые фирмой, почти сразу переводились подозрительным контрагентам, а в штате самого ООО состоял лишь директор, в должности которого, начиная с июня 2009 года, числилась медсестра райбольницы поселка Ачит в Свердловской области. В ходе допроса она показала, что никакого участия в управлении фирмой не принимала, а лишь несколько раз выполняла поручения Артема Кольте.
В настоящее время следователи полагают, что «Легард» был создан по указанию экс-гендиректора «Энергострима» Юрия Желябовского для вывода средств региональных компаний, а оперативный контроль над ним осуществляли известные на рынке обналички бизнесмены Роман Михальченко и Денис Ващенко. Согласно данным следствия именно Ващенко привлек в 2012 году к работе своего знакомого Артема Кольте.
По словам защитника экс-оперативника, что клиент вину признает и рассчитывает на особый порядок рассмотрения своего дела.

Источник: Газета ЭПР

«Россети» считают рост тарифов на услуги по передаче электроэнергии в 2015 году на 10-11% по сравнению с этим годом необходимым для безубыточности компании. Об этом заявила заместитель гендиректора компании по финансам Оксана Шатохина, комментирую неофициальную информацию о том, что министерство энергетики предложило провести в следующем году индексацию тарифов на указанные услуги на 4% выше уровня инфляции, передает ИТАР-ТАСС.
Шатохина считает, что превышение темпов инфляции необходимо для того, чтобы компенсировать падение полезного отпуска электроэнергии, рост объемов льготного техприсоединения, а также постепенное снижение перекрестного субсидирования в различных регионах. «Это основные моменты, которые мы сейчас проговариваем с федеральными органами власти, иначе все это будет ложиться на нас убытком», — подчеркнула она.
Ранее министерство экономического развития повысило прогноз по инфляции на 2014 год до 7-7,5% с целевого показателя в 6%. Прогноз по инфляции на следующий год повышен с 5% до 6,5%
Правительство для стимулирования роста экономики заморозило тарифы на услуги естественных монополий в текущем году, а в 2015-2017 годах утвердило индексацию на уровне инфляции предыдущего года. Таким образом, в 2015 году рост тарифов должен был составить 6%.

Источник: Газета ЭПР

Комиссия Российского союза промышленников и предпринимателей по ЖКХ предложила законодательно закрепить право отключать электроэнергию гражданам, несвоевременно оплачивающим коммунальные услуги. Об этом говорится в пакете предложений по развитию конкуренции в сфере ЖКХ, которые РСПП подготовил по поручению премьер-министра РФ Дмитрия Медведева, сообщает пресс-служба союза.

«В законодательстве необходимо установить возможность отключения электроэнергии потребителей-физических лиц за задержку платежей по любому из коммунальных ресурсов с компенсацией выпадающих доходов электроснабжающей организации за счет потребителя», — говорится в сообщении РСПП.

Авторы также считают, что неплательщики должны оплачивать ресурсоснабжающей организации стоимость коммерческого кредита на сумму невыплаченных вовремя денежных средств.

Источник: Газета ЭПР

Наблюдательный совет некоммерческого партнерства (НП) «Совет рынка» принял ряд изменений в Договор о присоединении (ДОП), которые касаются конкурентного отбора мощности (КОМ) и методики определения групп точек поставки (ГТП) на оптовом рынке электроэнергии и мощности (ОРЭМ). Об этом сообщает пресс-служба министерства энергетики РФ.&nbsp;<br><br>В частности, для формирования эффективной структуры генерации на ОРЭМ при проведении КОМ будет учитываться переток мощности между зонами свободного перетока (ЗСП), относящимися к различным ценовым зонам. При расчете уровня перетока будут учитываться соответствующие исторические значения перетоков электроэнергии в период: декабрь года, предшествующего году, в который проводится КОМ, январь-февраль года проведения КОМ, с учетом коэффициента 1,3.&nbsp;<br><br>Эксперты «Совета рынка» утверждают, что это изменение способствует повышению конкуренции между поставщиками, исходя из полных удельных (одноставочных) затрат на производство электроэнергии, а также приведет к формированию оптимальной структуры генерации по итогам КОМ.&nbsp;<br><br>Изменения, которые приняты в методику определения ГТП на ОРЭМ, касаются определения расположения точек поставки для генерирующих объектов, функционирующих на солнечной энергии.&nbsp;<br><br>В соответствии с данными изменениями для диспетчируемого генерирующего оборудования, функционирующего на основе использования энергии солнца, точки поставки располагаются на выводах инверторного оборудования или группы инверторного оборудования.

Источник: Газета ЭПР

Смотрите также часть 3 на нашем сайте.

Агентство региональных энергетических проектов продолжает цикл видеообзоров, посвященных теме проверки расчета стоимости электрической энергии, определенной по часам суток.

Цель данного цикла показать ключевые составляющие из которых складывается стоимость электрической энергии и мощности и технологию проверки предъявленной к оплате стоимости электрической энергии потребителям, рассчитывающимся по часам суток. Потребители электрической энергии наглядно могут увидеть всю сложность и многоступенчатость расчетов цены электрической энергии и мощности.

Прежде чем, приступить к рассмотрению технологии проверки стоимости электрической энергии, которая будет раскрываться в следующих частях данного цикла видеообзора, необходимо понимать ответы на общие вопросы, без знания которых невозможно провести качественную проверку и анализ расчета.

И так напомню, что в первой части нашего видеообзора разговор шел:

- о нормативном правовом регулировании расчета стоимости электрической энергии;

- об информации и документах необходимых для проверки расчета стоимости электрической энергии.

Во второй части хотел бы остановиться на:

- предельных уровнях нерегулируемых цен и их составляющих;

- методике расчета составляющих таких предельных уровней нерегулируемых цен

Для тех, кто не смотрел часть первую видеообзора повторю, что порядок определения гарантирующими поставщиками стоимости электрической энергии (мощности) потребленной покупателями на розничных рынках регламентируется следующими нормативными правовыми актами:

- Основными положениями функционирования розничных рынков электрической энергии, утвержденными постановлением Правительства РФ от 04.05.2012 №442 (далее – Основные положения);

- Правилами определения и применения гарантирующими поставщиками нерегулируемых цен на электрическую энергию (мощность), утвержденными постановлением Правительства РФ от 29.12.2011 №1179 (далее – Правила определения цен);

- Правилами недискриминационного доступа к услугам по передаче электрической энергии и оказания этих услуг, утвержденными постановлением Правительства РФ от 27.12.2004 №861 (далее – Правила недискриминационного доступа);

- Методическими указаниями по расчету сбытовых надбавок гарантирующих поставщиков и размера доходности продаж гарантирующих поставщиков, утвержденными Приказом ФСТ России от 30.10.2012 N 703-э (далее – Методические указания).

В соответствии с пунктом 78 Основных положений стоимость электрической энергии (мощности) по договору энергоснабжения включает в себя:

 - стоимость объема покупки электрической энергии (мощности),

 - стоимость услуг по передаче электрической энергии,

 - сбытовую надбавку,

- стоимость иных услуг, оказание которых является неотъемлемой частью процесса поставки электрической энергии потребителям.

Пунктами 86 и 97 Основных положений определено 6-ть ценовых категорий для расчета предельных уровней нерегулируемых цен на электрическую энергию (мощность) и условия, при которых можно выбрать одну из таких ценовых категорий, в зависимости от одновременного сочетания следующих показателей:

1. Вид учета электрической энергии и мощности:

- интегральный (то есть ведется учет в целом по итогам расчетного месяца);

- по зонам суток (ведется 2-х (ночная, дневная) или 3-х (ночная, полупиковая, пиковая) зонный  учет);

- почасовой учет (то есть ведется учет по каждому часу суток);

2. Ведется ли почасовое планирование.

3. Выбранный потребителем вид тарифа на услуги по передаче электрической энергии (то есть в одноставочном или двухставочном выражении).

От вышеуказанных показателей будет зависеть какой предельный уровень нерегулируемых цен подлежит применению в расчетах с потребителем.

Раздел 1. Итак, общая стоимость определяется исходя из составляющих, используемых при определении предельного уровня нерегулируемых цен.

Предельный уровень нерегулируемых цен гарантирующий поставщик рассчитывает в соответствии со следующей структурой нерегулируемой цены:

средневзвешенная нерегулируемая цена на электрическую энергию (мощность) - для определения стоимости объема покупки электрической энергии (мощности);

тариф на услуги по передаче электрической энергии с учетом стоимости нормативных технологических потерь электрической энергии в электрических сетях - для определения стоимости услуг по передаче электрической энергии;

сбытовая надбавка гарантирующего поставщика - для определения ее стоимости;

плата за иные услуги, оказание которых является неотъемлемой частью процесса поставки электрической энергии потребителям, рассчитываемая гарантирующим поставщиком - для определения стоимости платы за иные услуги.

Как же определяются и как дифференцируются указанные составляющие, используемые при определении предельного уровня нерегулируемых цен.

1. Средневзвешенная нерегулируемая цена электрической энергии (мощности).

Для 2-6 ценовых категорий не рассчитывается на розничном рынке – определяется и публикуется для гарантирующего поставщика коммерческим оператором оптового рынка ОАО «АТС» каждый месяц на своем официальном сайте в сети "Интернет" в соответствии с пунктом 100 Основных положений (в первой части видеообзора наглядно было показано, где эта цена публикуется).

Для 1 ценовой категории одноставочная цена рассчитывается на розничном рынке гарантирующим поставщиком каждый месяц в соответствии с пунктом 4(1) Правил определения цен и пунктом 88 Основных положений (составляющие и расчет этой цены указаны в следующих слайдах).

При этом цена, используемая в расчетах для 2-6 ценовых категорий дифференцируется на:

-       одноставочную по зонам суток (цена энергии и мощности на каждую зону суток)

-       двухставочную (почасовые цены на энергию и отдельно одна цена на мощность)

А цена, используемая в расчетах для 1 ценовой категории только одноставочная, применяется только к объему электрической энергии.

В целом средневзвешенная нерегулируемая цена электрической энергии (мощности) независимо от вышеуказанных показателей не дифференцируется по уровням напряжения и не дифференцируется по величине максимальной мощности потребителя.

2. Тариф на услуги по передаче электрической энергии (мощности).

В части тарифов на услуги по передаче электрической энергии по сетям ТСО не рассчитывается - утверждается для сетевой организации Комитетом по тарифам и ценам субъекта РФ на каждые пол года;

В части тарифа на услуги по передаче электрической энергии по сетям ЕНЭС (для сетей ФСК) – утверждается ФСТ России на год, но есть особенности расчета указанного тарифа на розничном рынке, предусмотренные в пункте 10(3) Правил определения цен.

Тарифы на услуги по передаче электрической энергии по сетям ТСО дифференцируется на:

- одноставочный;

- двухставочный (ставка для целей определения расходов на оплату нормативных технологических потерь электрической энергии в электрических сетях (в части энергии) и ставка, отражающая удельную величину расходов на содержание электрических сетей (в части сетевой мощности).

Кроме того, в соответствии с пунктами 81(1) и 81(2) Основ ценообразования в области регулируемых цен (тарифов) в электроэнергетике, утвержденных Постановлением Правительства РФ от 29.12.2011 № 1178, данные единые (котловые) тарифы дифференцируется по следующим уровням напряжения:

- ВН1 (для объектов электросетевого хозяйства и (или) их части, переданных в аренду организацией по управлению единой национальной (общероссийской) электрической сетью территориальным сетевым организациям) – только двухставочный;

- ВН (110кВ);

- СН1 (35 кВ);

- СН2 (20-1 кВ);

- НН (1 кВ и ниже).

Тарифы на услуги по передаче электрической энергии по сетям ЕНЭС утверждаются только в двухставочном выражении и не дифференцируются по уровням напряжения.

В целом тарифы на услуги по передаче электрической энергии (мощности) независимо от вышеуказанных показателей не дифференцируется по величине максимальной мощности потребителя.

Следует отметить, что стоимость электрической энергии (мощности) по договору купли-продажи (поставки) электрической энергии (мощности) не должна включать стоимость услуг по передаче электрической энергии, когда такие услуги урегулируются самостоятельно потребителем (покупателем) электрической энергии непосредственно с сетевой организацией.

3. Сбытовая надбавка гарантирующего поставщика.

Рассчитывается на розничном рынке гарантирующим поставщиком ежемесячно в соответствии с пунктом 15 Методических указаний исходя из следующих составляющих:

- доходность продаж - утверждается Комитетом по тарифам и ценам субъекта РФ на каждые пол года;

- коэффициент параметров деятельности гарантирующего поставщика - утверждается Комитетом по тарифам и ценам субъекта РФ на каждые пол года;

- средневзвешенная нерегулируемая цена электрической энергии (мощности), публикуемая для гарантирующего поставщика коммерческим оператором оптового рынка ОАО «АТС» каждый месяц.

В соответствии с пунктом 4 Методических указаний, доходность продаж для группы "прочие потребители" дифференцируются по следующим подгруппам потребителей в зависимости от величины максимальной мощности принадлежащих им энергопринимающих устройств:

- менее 150 кВт;

- от 150 до 670 кВт;

- от 670 кВт до 10 МВт;

- не менее 10 МВт.

Что касается средневзвешенной нерегулируемой цены электрической энергии (мощности), то ее дифференциация отражена в первом пункте.

В целом сбытовая надбавка гарантирующего поставщика независимо от вышеуказанных показателей не дифференцируется по уровням напряжения.

4. Цена иных услуг, оказание которых является неотъемлемой частью процесса поставки электрической энергии потребителям.

Рассчитывается на розничном рынке гарантирующим поставщиком ежемесячно в соответствии с п. 9(1) Правил определения цен, исходя из следующих составляющих:

- стоимость услуги по оперативно-диспетчерскому управлению, оказываемые системным оператором ОАО «СО ЕЭС»;

- стоимость услуги по организации оптовой торговли электрической энергией, мощностью и иными допущенными к обращению на оптовом рынке товарами и услугами, оказываемые коммерческим оператором оптового рынка ОАО «АТС»;

- стоимость платы за комплексную услугу по расчету требований и обязательств участников оптового рынка, оказываемую организацией коммерческой инфраструктуры оптового рынка ЗАО «ЦФР» (руб.);

- объем поставки электрической энергии гарантирующим поставщиком всем потребителям (покупателям) региона.

В целом цена иных услуг не дифференцируется по уровням напряжения, является только одноставочной и не дифференцируется по величине максимальной мощности потребителя.

Раздел 2. Теперь рассмотрим, как определяются те составляющие, которые необходимо рассчитать.

1. В первом пункте (Раздел 1) указано, что средневзвешенная нерегулируемая цена электрической энергии (мощности) для 1 ценовой категории рассчитывается на розничном рынке гарантирующим поставщиком каждый месяц в соответствии с пунктом 4(1) Правил определения цен и пунктом 88 Основных положений. Указанный расчет и его составляющие публикуется на официальном сайте гарантирующего поставщика (в данном случае на сайте ОАО «Каббалкэнерго») в соответствии с пунктом 98 Основных положений не позднее чем через 15 дней после окончания расчетного периода.

Так, составляющими для расчета одноставочной средневзвешенной нерегулируемой цены электрической энергии (мощности) для 1 ценовой категории являются:

1) средневзвешенная нерегулируемая цена на электрическую энергию на оптовом рынке, определяемая за соответствующий расчетный период по результатам конкурентных отборов на сутки вперед и для балансирования системы коммерческим оператором для соответствующего гарантирующего поставщика (цена покупки электрической энергии на оптовом рынке (АТС);

2) средневзвешенная нерегулируемая цена на мощность на оптовом рынке, определенная коммерческим оператором для соответствующего гарантирующего поставщика (цена покупки величины мощности на оптовом рынке (АТС);

3) коэффициент оплаты мощности потребителями (покупателями), осуществляющими расчеты по первой ценовой категории, который в свою очередь тоже рассчитывается из нижеследующих составляющих (рассчитанный ГП коэффициент оплаты мощности):

а) объем фактического пикового потребления гарантирующего поставщика за соответствующий расчетный период на оптовом рынке, определенного коммерческим оператором (величина мощности ГП на оптовом рынке);

б) величина мощности, соответствующая покупке электрической энергии гарантирующим поставщиком у производителей электрической энергии (мощности) на розничных рынках для поставки своим потребителям (покупателям), энергопринимающие устройства которых расположены в зоне деятельности гарантирующего поставщика (величина мощности ГП у производителей на розничных рынках);

в) величина мощности, оплачиваемой на розничном рынке за соответствующий расчетный период потребителями (покупателями), осуществляющими расчеты по второй - шестой ценовым категориям (величина мощности на розничных рынках по 2-6 ЦК);

г) объем потребления мощности населением и приравненными к нему категориями потребителей (величина мощности населения);

д) фактический объем потребления электрической энергии гарантирующего поставщика за соответствующий расчетный период, определяемого на оптовом рынке (объем электрической энергии ГП на оптовом рынке);

е) объем покупки электрической энергии гарантирующим поставщиком у производителей электрической энергии (мощности) на розничных рынках для поставки своим потребителям (покупателям), энергопринимающие устройства которых расположены в зоне деятельности гарантирующего поставщика (объем электрической энергии ГП у производителей на розничных рынках);

ж) объем потребления электрической энергии потребителями (покупателями), осуществляющими расчеты по второй - шестой ценовым категориям (объем электрической энергии на розничных рынках по 2-6 ЦК);

з) объем потребления электрической энергии населением и приравненными к нему категориями потребителей (объем электрической энергии населения).

Чтобы получить одноставочную средневзвешенную нерегулируемую цену электрической энергии (мощности) для 1 ценовой категории – 644,04 руб./МВт.ч. на примере января 2013 года необходимо к цене покупки электрической энергии на оптовом рынке (АТС) - 391,66 руб./МВт.ч. прибавить произведение цены покупки величины мощности на оптовом рынке (АТС) - 158403,06 руб./МВт и рассчитанного ГП коэффициента оплаты мощности - 0,00159329157.

При этом указанный коэффициент оплаты мощности 0,00159329157 рассчитывается гарантирующим поставщиком как отношение следующих показателей:

в числителе – от суммы величины мощности ГП на оптовом рынке – 247,766 МВт. и величины мощности ГП у производителей на розничных рынках – 1,206 МВт. вычитается сумма величины мощности на розничных рынках по 2-6 ЦК – 72,891 МВт. и величины мощности населения – 78,864 МВт.,

в знаменателе – от суммы объема электрической энергии ГП на оптовом рынке – 147300,585 МВт.ч. и объема электрической энергии ГП у производителей на розничных рынках – 902,385 МВт.ч. вычитается сумма объема электрической энергии на розничных рынках по 2-6 ЦК – 51484,517 МВт.ч. и объема электрической энергии населения – 35702 МВт.ч.

Следует отметить, что показатели величины мощности населения и объема электрической энергии населения при расчете должны приниматься равным установленным значениям для соответствующего гарантирующего поставщика в утвержденном сводном прогнозном балансе производства и поставок электрической энергии (мощности) в рамках Единой энергетической системы России по субъектам Российской Федерации.

Достоверность остальных показателей, участвующих в расчете, проверить затруднительно (практически невозможно и трудоемко), поэтому принимаем эти показатели, опубликованные на сайте гарантирующего поставщика как соответствующие действительности. Хотя ошибка либо неточность в одном из них, может повлечь за собой искусственный рост данной цены, который потребитель проверить не сможет. Это особенно актуально после 01.07.2013 когда отменен максимальный (предельный)  коэффициент оплаты мощности.

В этой связи необходимо обратить внимание на то, что до 01.07.2013 бралось минимальное значение коэффициента не превышающее максимальный (предельный)  коэффициент оплаты мощности, установленный в пункте 4(1) Правил определения цен и пункте 88 Основных положений и равный 0,002087. В данном примере рассчитанный коэффициент оплаты мощности составил меньше максимального (предельного) значения, следовательно, сбытовая надбавка будет рассчитана исходя из наименьшего коэффициента. С 01.07.2013 берется только фактически сложившийся при расчете коэффициент оплаты мощности.

2. В пункте 2 (Раздел 1) было указано, что существуют особенности расчета ставок двухставочного тарифа на услуги по передаче электрической энергии по ЕНЭС (для сетей ФСК).

Ранее также пояснялось, что предельный уровень нерегулируемых цен складывается из 4 составляющих, в том числе из тарифа на услуги по передаче электрической энергии (мощности). За основу берутся тарифы на услуги по передаче электрической энергии, определенные и опубликованные органом исполнительной власти субъекта Российской Федерации в области регулирования тарифов.

В соответствии с пунктом 10(3) Правил определения цен при определении и применении предельных уровней нерегулируемых цен на электрическую энергию (мощность) в интересах потребителя (покупателя) присоединенного к сетям ЕНЭС, гарантирующий поставщик осуществляет корректировку в сторону уменьшения указанных предельных уровней нерегулируемых цен следующим образом:

Для получения «нормативной» ставки на оплату нормативных технологических потерь на услуги по передаче электрической энергии по единой национальной (общероссийской) электрической сети 32,57 руб./МВт.ч. необходимо – от ставки на потери ТСО (как правило, это уровень напряжения ВН) – 934 руб./МВт.ч. вычесть разность этой же ставки на потери ТСО - 934 руб./МВт.ч. и произведения ставки на потери ЕНЭС – 828,64 руб./МВт.ч. и норматива потерь ЕНЭС - 3,78%. Фактически этим расчетом в общей величине предельного уровня нерегулируемых цен замещается ставка на потери в сетях ТСО двухставочного тарифа, утвержденная для прочих сетевых компаний, на ставку на потери в сетях ЕНЭС двухставочного тарифа, утвержденную для сетей ЕНЭС, с корректировкой этой замещающей ставки в меньшую сторону таким образом:

- чтобы в расчете предельного уровня нерегулируемых цен участвовал только соответствующий размер процента от этой ставки на потери в сетях ЕНЭС равный процентному показателю норматива потерь электрической энергии, который утверждается Министерством энергетики Российской Федерации для соответствующего класса напряжения (в данном случае этот норматив составил 3,78% в январе 2013 года),

- и чтобы ставка за электрическую энергию предельного уровня нерегулируемых цен для четвертой ценовой категории, составляющей которой является ставка на потери в сетях ЕНЭС, могла применяться ко всему объему переданной электрической энергии потребителю (покупателю) как того требует пункт 7 Правил определения цен. Таким образом, общая стоимость услуг по передаче электрической энергии в этой части будет соответствовать стоимости норматива потерь электрической энергии в сетях ЕНЭС.

Для получения ставки за содержание объектов электросетевого хозяйства, входящих в единую национальную (общероссийскую) электрическую сеть, тарифа на услуги по передаче электрической энергии по единой национальной (общероссийской) электрической сети 279367,99 руб./МВт необходимо – от ставки на содержание сетей ТСО (как правило, это уровень напряжения ВН) – 327908 руб./МВт вычесть разность этой же ставки на содержание сетей ТСО – 327908 руб./МВт и ставки на содержание сетей ЕНЭС – 48540,01 руб./МВт.

Данным расчетом в общей величине предельного уровня нерегулируемых цен замещается ставка на содержание сетей ТСО двухставочного тарифа, утвержденная для прочих сетевых компаний, на ставку на содержание сетей ЕНЭС двухставочного тарифа, утвержденную для сетей ЕНЭС.

3. В пункте 3 (Раздел 1) было указано, что сбытовая надбавка рассчитывается на розничном рынке гарантирующим поставщиком ежемесячно в соответствии с пунктом 15 Методических указаний.

Для получения цены сбытовой надбавки необходимо определить какая максимальная мощность у потребителя и перемножить:

- соответствующий этой максимальной мощности показатель доходности продаж;

- коэффициент параметров деятельности гарантирующего поставщика;

- соответствующий вид средневзвешенной нерегулируемой цены на электрическую энергию.

Получившееся произведение делим на 100 и получаем цену сбытовой надбавки.

А вот как определить максимальную мощность говорится в абзаце одиннадцатом пункта 2 Основных положений, в частности максимальная мощность энергопринимающих устройств потребителя для целей определения его обязательств на розничном рынке, а также для целей отнесения его к подгруппам потребителей, в том числе и при применении гарантирующими поставщиками дифференцированных по группам (подгруппам) потребителей сбытовых надбавок, определяется в соответствии с Правилами недискриминационного доступа:

- в рамках границ балансовой принадлежности в отношении энергопринимающего устройства, принадлежащего на праве собственности или на ином законном основании потребителю,

- а в случае, если у потребителя несколько энергопринимающих устройств, имеющих между собой электрические связи через принадлежащие потребителю объекты электросетевого хозяйства, для этих целей максимальная мощность определяется в соответствии с указанными Правилами в отношении такой совокупности энергопринимающих устройств.

В данном конкретном примере мы предположим что максимальная мощность потребителя составляет от 150 кВт до 670 кВт, у другого потребителя она может быть иной, поэтому доходность продаж в расчет может быть также иной. Таким образом, для данного потребителя к примеру рассчитывающегося по 1-й ценовой категории, цена сбытовой надбавки составит 194,55 руб./МВт.ч. = ((36,22*0,834*644,04)/100)

4. Четвертый показатель, о котором шла речь в пункте 4 (Раздел 1), также рассчитывается.

В частности цена иных услуг, оказание которых является неотъемлемой частью процесса поставки электрической энергии потребителям, рассчитывается на розничном рынке гарантирующим поставщиком ежемесячно в соответствии с п. 9(1) Правил определения цен.

Для получения этой цены следует суммарную стоимость услуг инфраструктурных организаций, которые предъявлены к оплате гарантирующему поставщику (это услуги системного оператора 189 789,54 руб., услуги АТС 118 893,76 руб. и услуги ЦФР 40 908,03 руб.) разделить на объем поставки электрической энергии потребителям (покупателям) гарантирующего поставщика за расчетный период - 148 202,97 МВт.ч.

Необходимо отметить, что проверить достоверность вышеуказанной стоимости услуг возможно только увидев копии счетов-фактур, полученных гарантирующим поставщиком от инфраструктурных организаций, которые не публикуются на сайте, а достоверность объемов поставки электрической энергии потребителям (покупателям) проверить затруднительно (практически невозможно и трудоемко), поэтому принимаем эти показатели как соответствующие действительности.

Спасибо за внимание, смотрите далее следующие части нашего цикла видеообзоров, посвященных теме проверки расчета стоимости электрической энергии, определенной по часам суток.