В настоящее время на территории Российской Федерации действует двухуровневый рынок электроэнергии и мощности: оптовый и розничный.

На рынке торгуются два товара – электроэнергия и мощность.

Электроэнергия — физический термин, широко распространённый в технике и в быту для определения количества электрической энергии, выдаваемой генератором в электрическую сеть или получаемой из сети потребителем.

Основной единицей измерения выработки и потребления электрической энергии служит киловатт-час (и кратные ему единицы).

Для более точного описания используются такие параметры, как напряжение, частота и количество фаз (для переменного тока), номинальный и максимальный электрический ток.

Мощность —  физическая величина, равная в общем случае скорости изменения, преобразования, передачи или потребления энергии системы. В более узком смысле мощность равна отношению работы, выполняемой за некоторый промежуток времени, к этому промежутку времени.

Оптовый рынок электроэнергии и мощности (ОРЭМ) — сфера обращения особых товаров — электрической энергии и мощности в рамках Единой энергетической системы России в границах единого экономического пространства Российской Федерации с участием крупных производителей и крупных покупателей электрической энергии и мощности, а также иных лиц, получивших статус субъекта оптового рынка и действующих на основе правил оптового рынка, утверждаемых в соответствии с Федеральным законом «Об электроэнергетике»[1] Правительством Российской Федерации. Критерии отнесения производителей и покупателей электрической энергии к категории крупных производителей и крупных покупателей устанавливаются Правительством Российской Федерации (ст.3 35-ФЗ «Об электроэнергетике»)..

География оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ):

Структура оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ):

Субъекты оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ):

Основные механизмы торговли на оптовом рынке электроэнергии:

• Двусторонние договоры (ДД):
• — свободные (СДД) — договоры купли/продажи электроэнергии между поставщиком и покупателем, условия которых, включая цены, определяются  по соглашению сторон
• — регулируемые (РД) — договоры купли/продажи электроэнергии и/или мощности между поставщиком и покупателем, цены по которым соответствуют установленным ФСТ тарифам (индикативным ценам) на электроэнергию и (или) мощность (только для поставки населению и приравненным категориям потребителей).
• Краткосрочный спот-рынок «на сутки вперед» (РСВ)— система отношений в рамках ценовых зон оптового рынка электроэнергии между участниками оптового рынка и ФСК, связанная с поставкой/потреблением электроэнергии в объемах, определенных по результатам конкурентного отбора ценовых заявок на сутки вперед:
• — определение почасовых цен и объемов производства/потребления на следующие сутки для всех участников рынка на основе их ценовых заявок, отбираемых на едином аукционе;
• — узловое маржинальное ценообразование с учетом потерь и системных ограничений;
• — цены спот-рынка являются основными индикаторами рыночной цены на электроэнергию.
•    Балансирующий рынок (БР)- сфера обращения отклонений от плановых объемов поставки электроэнергии, определенных в результате конкурентного отбора ценовых заявок для балансирования системы и (или) определенных по факту производства/потребления электрической энергии на основе данных коммерческого учета:
• — оплата отклонений факта от плана на основе конкурентного ценообразования;

— участвуют заявки РСВ генераторов, потребителей с рег.нагрузкой + оперативные ценопринимающие заявки.

Схема работы оптового рынка электроэнергии:

Эксперты о модели оптового рынка электроэнергии и мощности

© Российская Газета

«Скорой» помощью для оптового рынка может стать сокращение объема «нерыночных» надбавок к цене на мощность (на выравнивание энерготарифов в ДВФО, на строительство мусоросжигательных комплексов, на поддержку регионов с особенностями ценообразования: Северного Кавказа, Карелии, Бурятии и Тывы) и дальнейшее повышение энергоэффективности промышленного производства.

Текущая модель оптового рынка электроэнергии и мощности решает несколько задач, одна из которых — обновление энергомощностей, что было бы невозможно без применяемых с 2011 года специальных инвестиционных механизмов поддержки строительства новой или модернизация действующей. Причиной создания специальных инвестиционных механизмов стала низкая цена электроэнергии в сравнении с необходимым объемом инвестиций в проекты. Низкие цены в России были обусловлены несколькими факторами:

невозможность включения инвестиционной составляющей на обновление мощностей в рынке мощности. В результате чего цена на мощность в 2020 году (126,5 тыс. руб. за МВт в мес.) практически равна цене на мощность в 2011 году (122 тыс. руб. за МВт в мес.), а инфляция за тот же период составила 76 %.

невозможность включения инвестиционной составляющей на обновление мощностей в рынке электроэнергии, в рамках которого генерация, по сути, может подавать заявки, включающие только топливную составляющую. В результате чего, отставание темпов роста цены электроэнергии от темпов роста цены на газ с 2008 года составило 78%.

Одноставочная цена на электроэнергию оптового рынка электроэнергии и мощности без учета специальных механизмов составляет 1,6 рубля за кВтч (или 0,22 долл США), что объективно недостаточно для осуществления инвестиций в обновление мощностей.

https://www.youtube.com/watch?v=D9J9lZxAU9M\u0026pp=ygVK0J7Qv9GC0L7QstGL0Lkg0YDRi9C90L7QuiDRjdC70LXQutGC0YDQvtGN0L3QtdGA0LPQuNC4INC4INC80L7RidC90L7RgdGC0Lg%3D

Указанные причины привели к хроническому недофинансированию электроэнергетики, поэтому запущенные в 2011 году программа ДПМ ТЭС, а также в 2019 году программа модернизации ТЭС являются необходимыми для энергосистемы инструментами обновления мощностей.

Запущенная в 2011 году программа ДПМ ТЭС (предусматривала возврат с рынка инвестиций с гарантированной доходностью) позволила ввести в эксплуатацию 136 объектов суммарной мощностью 30 ГВт (91 из них — новые электростанции), значительно повысив надежность энергоснабжения потребителей и сдержав рост цен на электроэнергию за счет повышения эффективности выработки электроэнергии.

Новая программа модернизации тепловой генерации, принятая в 2019 году, позволит обновить и продлить ресурс функционирования еще более 41 ГВт объективно старых, но востребованных генерирующих мощностей, 2 ГВт из которых путем замены старого оборудования на инновационные отечественные турбины. Их разработкой в настоящее время занимается сразу несколько российских предприятий. В результате эффект от реализации этой программы модернизации ТЭС ожидается не только для электроэнергетики, но и машиностроительной и металлургической отраслей, отмечают эксперты.

Энергоемкие потребители, в конечную стоимость электроэнергии которых включена надбавка на возврат инвестиций в модернизацию ТЭС, уже не первый год просят освободить их от нее.

В период пандемии COVID-19 Ассоциация «Сообщество потребителей энергии», в которую входит большинство крупных производств, выступила с предложением перенеси на год срок проведения долгосрочного КОМ на 2026 год и отказаться от дальнейших отборов проектов модернизации ТЭС.

Аналитик «ВТБ Капитал» Владимир Скляр считает, что такое решение вопроса мало того, что приведет к нарушению юридических договоренностей, но и не позволит потребителям добиться желаемого эффекта — снижения стоимости электроэнергии.

«Это так называемые надбавки, которые закреплены юридически двухсторонними договорами между фактически государством и генерирующими компаниями, которые получают гарантированный возврат.

Соответственно, просто взять их и отменить, перенести, сделать плательщиками этих надбавок какие-то третьи стороны будет нарушением уже достигнутых юридических соглашений и договоренностей и приведет к существенному всплеску стоимости капитала для сектора, а значит в долгосрочной перспективе к росту тарифов на электроэнергию», — сказал он.

«Как бы не ругали программу ДПМ, следует признать, что по степени эффективности у нее нет конкурентов», — добавляет управляющий партнер юридической фирмы VEGAS LEX Александр Ситников, отмечая, что за годы реализации первой программы ДПМ в российскую экономику было инвестировано по разным оценкам до 3 трлн рублей, а увеличение установленной мощности энергосистемы страны позволяет сейчас безболезненно выводить из эксплуатации неэффективную генерацию.

Отказ от гарантированных механизмов привлечения инвестиций в российскую энергетику в будущем возможен, но неизбежно приведет к росту стоимости электроэнергии, ведь нужно будет предложить иные механизмы привлечения инвестиций, например, за счет изменения модели оптового рынка в направлении создания «волатильного» рынка электроэнергии и мощности.

Текущая модель оптового рынка — рынка двух товаров электроэнергии и мощности защищает потребителей от волатильности цен, и не позволяет цене так сильно снизится как на одноставочном рынке, но при этом дает защиту потребителям от формирования сверхвысоких цен в период восстановления спроса на электроэнергию. Для сравнения, на одноставочном рынке электроэнергии Nord Pool цены в период пандемии COVID-19 опускались до 10 Евро за МВтч, при этом 24 июня 2020 года на рынке Nord Pool по направлению Литва была зафиксирована цена 98,51 Евро за МВтч.

«Разрыв между фактической конечной ценой на электроэнергию и необходимой для обеспечения возврата инвестиций можно уменьшить за счет, например, субсидирования процентных ставок при строительстве новых электростанций для генерирующих компаний, принудительных обязательств по использованию долгового финансирования при строительстве новых электростанций, а не только собственных средств, потому что за счет этого может снижаться конечная цена на электроэнергию. Можно отказаться от планов и требований по 100% локализации оборудования, потому что тем самым мы существенно снижаем конкуренцию между производителями оборудования и зачастую это ведет к искусственному завышению уровня цен на оборудование, а, значит, и стоимости всего проекта», — добавил аналитик.

«Если это будет так, рынок будет сам давать сигналы строить или не строить новую генерацию, будет полностью рыночный механизм и можно будет отказаться от ДПМ.

Но надо понимать, что, скорее всего, это будет означать, что в отдельные годы потребителям придется столкнуться с неконтролируемым всплеском цен на мощность.

Но если они хотят, чтобы у нас было все рыночное, это издержки рыночной системы ценообразования», — пояснил Скляр.

https://www.youtube.com/watch?v=D9J9lZxAU9M\u0026pp=YAHIAQE%3D

Ассоциация «Совет производителей энергии» отмечает, что порядка 95% инвестиций в строительство и модернизацию генерирующих мощностей во всем мире привлекаются через механизмы, обеспечивающие гарантии возврата вложений. В случае отказа от программ ДПМ, отрасль уже в ближайшей перспективе не сможет справиться с обеспечением электропотребления по причине объективного выбытия по старости генерирующих мощностей.

…но вопрос отказа от нерыночных надбавок к цене на мощность на оптовом рынке назрел давно, отмечают эксперты.

Владимир Скляр считает, что снятие с крупного бизнеса обязанности платить за выравнивание энерготарифов на Дальнем Востоке и обеспечение возвратности инвестиций в строительство новой генерации на некоторых территориях не окажет негативного эффекта на инвестиционную привлекательность отрасли в целом, но окажет существенную поддержку оптовым потребителям электроэнергии.

«Эти надбавки, которые правительство в принципе внесло своим распоряжением, их можно пересматривать, их можно передвигать из одной части рынка в другую.

Может быть, правительство могло бы взять эти надбавки на собственный баланс — за счет сил федерального или регионального бюджетов (их покрыть — прим. ред.).

Изменения конфигурации этих платежей никоим образом на инвестиционную привлекательность сектора или на долгосрочную возможность сектора привлекать финансирование для модернизации и постройки новых мощностей не влияют. Это то, что в принципе может обсуждаться», — сказал аналитик.

Платежи промышленных потребителей по этим надбавкам составляют порядка 3,3% от общей суммы платежа за электроэнергию.

Механизм выравнивания энерготарифов заработал на Дальнем Востоке 1 июля 2017 года. Изначально он был введен на три года (до 2020) , затем его действие продлили еще на год — до 1 января 2021 года.

В этом году Госдума может принять законопроект, который продлит срок действия этого механизма до 2028 года.

По мнению экспертов, подобное продление возможно только при условии определения категорий дальневосточных потребителей, которые смогут покупать электроэнергию по сниженной цене. Только в этом случае будет возможно снизить нагрузку с энергоемких производств.

Ассоциация «Совет производителей энергии» также считает, что для снижения нагрузки с промышленности целесообразно поставить вопрос и о ликвидации перекрестного субсидирования.

Председатель набсовета Ассоциации Александра Панина, выступая в июле этого года энергетическом форуме в рамках недели российского бизнеса отметила, что субсидирование энергоемкими предприятиями части платежей населения за электроэнергию было оправданно 10 лет назад, когда цены на электроэнергию для российской промышленности были значительно ниже зарубежных.

«В 2009 году наши цены для промышленности были ниже в 2-3 раза, чем за рубежом. Сейчас запас на широкие жесты как перекрестное субсидирование — у нас очень маленький. Время пришло с ним бороться», — отметила она, добавив, что с годами появились новые виды перекрестного субсидирования, направленные на поддержку, в том числе, проектов и потребителей, которые не имеют отношения к отрасли.

Так, например, с 2022 года предлагается ввести на оптовом рынке еще одну надбавку к конечному тарифу на электроэнергию, которая обеспечит возврат инвестиций в строительство мусоросжигательных комплексов. По оценке генераторов, ежегодно промышленные потребители будут платить за это до 19 млрд рублей.

С необходимостью отказа от перекрестного субсидирования согласился и заместитель министра энергетики РФ Юрий Маневич. Но тут же дал понять, что решение вопроса не будет быстрым.

«Что касается вопроса нерыночных надбавок — на текущий момент были приняты решения по надбавкам до 2035 года, которые измеряются сотнями миллиардов.

Сегодня рассматривается возможность меньшего уровня, но он тоже измеряется в сотнях миллиардов», — сказал он, выступая на энергетическом форуме в рамках Недели РСПП.

По оценке Минэнерго, только в электросетях объем перекрестного субсидирования оценивается в 238 млрд рублей в год. Общий размер перекрестного субсидирования на оптовом рынке по разным оценкам составляет от 400 млрд рублей до 500 млрд рублей в год. Помочь в решении вопроса может внедрение энергоменеджмента, считает Юрий Маневич.

«Энергоменеджмент и в компаниях, и на уровне государства, конечно, приведет к положительному тренду в области снижения перекрестного субсидирования — нужен четкий учет, порядок и справедливое перераспределение перекрестного субсидирования», — резюмировал он.

Владимир Скляр из «ВТБ Капитал» также отмечает, что повышение энергоэффективности позволит энергоемким потребителям сэкономить на платежах за электроэнергию.

«Потребители, которые жалуются на высокий уровень цен или избыточную тарифную нагрузку, в принципе остались на том же уровне энергоэффективности, что и 20-25 лет назад.

Оборудование, которое они используют, в основном не обновляется, хотя технологии современные ушли далеко вперед, поэтому это если потребители хотят более низкие цены на электроэнергию, пусть они потребляют меньше этой электроэнергии. Это полностью в их руках», — считает аналитик.

Вывод на ОРЭМ

• На любом предприятии, желающем оставаться конкурентоспособным в условиях современного рынка, рано или поздно встает вопрос о сокращении расходов, связанных с приобретением энергоресурсов.
• Одним из эффективных организационных мероприятий по снижению затрат является покупка электроэнергии на оптовом рынке электроэнергии и мощности (ОРЭМ).
• Когда на Предприятии (в сфере электроэнергетики принято пользоваться термином «Потребитель») рассмотрен вероятный экономический эффект и принято решение о выходе на оптовый рынок, необходимо принять решение о способе организации такой работы. Существует два варианта, каждый из которых обладает своими достоинствами, и, разумеется, недостатками:

В первом случае Потребитель не оплачивает работу Сбытовой организации, но вынужден принять на себя все риски, связанные, с работой на ОРЭМ (планирование, платежная дисциплина, гарантированная передача данных о потреблении электроэнергии, и т. д.), а так же вынужден нести дополнительные расходы, связанные с членством в «Совете рынка», обеспечением договорной кампании и организации работы энерготрейдеров. Очевидно, что работа в качестве субъекта ОРЭМ — «Крупного потребителя» экономически целесообразна для действительно крупного предприятия. Опыт показывает, что рассматривать такой вариант работы можно в случае, если потребление электроэнергии превышает 1 млрд. кВт*часов в год.

Поставка ЭЭ с оптового рынка

Для Предприятий с объемом потребления электроэнергии до 1 млрд. кВт*часов в год оптимальной считается работа на ОРЭМ через независимую энергосбытовую организацию. Здесь надо заметить, что для Потребителя такие взаимоотношения будут «розничными» и регулируются Правилами розничных рынков электроэнергии (РРЭ).

1. Круг вопросов, как правило, интересующий Потребителя, рассматривающего возможность работы на оптовом рынке примерно такой:
2. Чтобы оценить размер вероятного экономического эффекта от вывода предприятия на ОРЭМ, мы должны проанализировать данные по объему и режиму потребления электроэнергии, способу подключения к сетям смежной сетевой организации, оценить текущие условия обслуживания у гарантирующего поставщика и особенности присоединения субабонентов, если таковые имеются.
3. Если вы заинтересованы в получении предложения на поставку электроэнергии с оптового рынка, вы можете заполнить и отправить нам анкету, или связаться с нами удобным для Вас способом.
4. На основании полученных данных мы определим возможный размер скидки от Вашей текущей цены на электроэнергию, оценим стоимость внедрения АИИС КУЭ и предложим наиболее целесообразный с нашей точки зрения способ расчетов.

Какое предприятие целесообразно выводить на ОРЭМ?

Возможность получения Предприятием электроэнергии с оптового рынка через независимую энергосбытовую организацию ограничивается техническими требованиями ОРЭМ — с одной стороны и здравым смыслом — с другой. Под здравым смыслом мы подразумеваем обеспечение цены на электроэнергию для Потребителя, по крайней мере, не дороже, чем цена гарантирующего поставщика в данном регионе.

Примерный «Портрет» Потребителя, имеющего основания рассчитывать на значимую скидку, и, как следствие, на адекватный срок окупаемости мероприятий (1 — 2 года), можно представить следующим образом:

• Установленная мощность на каждой территориально единой площадке 2 МВт и более;
• Объем потребления электроэнергии на каждой территориально единой площадке 13 млн. кВт*часов в год и более;
• В ночные часы потребление электроэнергии не падает ниже 1000 кВт*часов за 1 час;
• Производственный цикл позволяет обеспечивать краткосрочное планирование почасового потребления электроэнергии вперед на 2 — 3 суток;
• Фактическое число часов использования мощности (ЧЧИМ) не ниже 4000 часов.

Надо заметить, что экономика в разных регионах и в разные периоды времени будет различаться, что зависит от ряда макроэкономических показателей. Приведенные здесь оценки справедливы, в первую очередь, для Москвы и Московской области.

Сколько стоит вывод на ОРЭМ?

Организационные мероприятия по выводу Потребителя на ОРЭМ, в случае заключенного с нами Договора электроснабжения, мы выполним за свои средства.

Фактически в затраты потребителя ляжет только создание АИИС КУЭ по требованиям ОРЭМ. Стоимость АИИС КУЭ будет зависеть от количества счетчиков, включенных к АИИС КУЭ («точек измерения» или ТИ), дополнительного функционала системы по требованию Потребителя, а так же текущего состояния средств измерения и учета. Подробнее об этом можно прочитать в соответствующем разделе.

Так же существуют некоторые моменты, которые могут сделать процесс вывода на ОРЭМ сложнее (дороже), или, наоборот, сократить расходы:

• Если схема электроснабжения предприятия предусматривает большое количество точек измерения (ТИ) при малом количестве точек поставки (ТП) электроэнергии, стоимость АИИС КУЭ существенно возрастает.
• Наличие большого количества присоединенных к сетям Потребителя субабонентов, имеющих прямые договоры с гарантирующим поставщиком, приведет к необходимости включать учет потребления электроэнергии такими организациями в АИИС КУЭ. Этого делать не потребуется, если суммарная присоединенная мощность в этих точках («Малые присоединения») не превысит 2.5% от присоединенной мощности предприятия в целом.
• Наличие у Потребителя статуса сетевой организации означает возможность присоединения новых субабонентов в дальнейшем и, как следствие, дополнительные затраты на реконструкцию АИИС КУЭ и регулярное внесение изменений в состав группы точек поставки (ГТП) на ОРЭМ.
• Если на питающих присоединениях со стороны сетевой организации уже построена АИИС КУЭ по требованиям оптового рынка, стоимость вывода на ОРЭМ существенно сокращается.
• Если Потребитель поддерживает средства измерения электроэнергии в надлежащем состоянии, проводит регулярную поверку измерительных трансформаторов, внедрение АИИС КУЭ может значительно упроститься.

Откуда берется экономия?

Стоимость электроэнергии для конечного потребителя складывается из следующих составляющих:

• Стоимость покупки электроэнергии на ОРЭМ;
• Стоимость покупки мощности на ОРЭМ;
• Стоимость услуг по передаче электроэнергии и мощности;
• Стоимость услуг инфраструктурных организаций (ОАО «СО ЕЭС», ОАО «АТС», ЗАО «ЦФР»);
• Затраты на перекрестное субсидирование;
• Сбытовая надбавка гарантирующего поставщика или энергосбытовой организации.

При этом покупка электроэнергии и мощности на ОРЭМ осуществляется гарантирующим поставщиком и независимой энергосбытовой организацией по близким ценам. На услуги по передаче электроэнергии и услуги инфраструктурных организаций регулирующими органами утверждаются тарифы сроком на 1 год.

Таким образом, независимая энергосбытовая организация обеспечивает Потребителю экономию в следующих направлениях:

• Разница сбытовых надбавок. Сбытовая надбавка гарантирующего поставщика утверждается регулирующими органами, надбавка же независимой энергосбытовой организации может определяться в договоре с Потребителем на усмотрение сторон.
• Ликвидация перекрестного субсидирования. Перекрестное субсидирование — это дополнительная финансовая нагрузка на предприятия для обеспечения сдерживания роста тарифов для населения. Возможности по ее ликвидации зависят от того, в каком виде и в какие услуги такие затраты включены в регионе.
• Для предприятий с выраженной сезонностью в режиме потребления электроэнергии независимая энергосбытовая организация может предложить возможность выбора способа расчетов чаще, чем один раз в год, тем самым обеспечить наиболее эффективную работу в круглогодичном режиме.
• В процессе заключения договора электроснабжения независимая энергосбытовая организация проведёт анализ документации, и устранит ошибки в расчетах за электроэнергию, если они имели место. Как правило, в данном случае финансовые потери Потребителя связаны с неправильным определением уровня напряжения, принятого при расчетах, определением фактического объема потребленной мощности и различий в способах оплаты за передачу электроэнергии при присоединении к сетям РСК, ФСК или Генерации.

Какие возможны способы расчета за электроэнергию?

При рассмотрении данных о потреблении электроэнергии, которые нам предоставляет Потребитель, мы, в первую очередь, определяем общий размер экономии — фактически разницу между ценой гарантирующего поставщика для данного Потребителя и нашей ценой покупки электроэнергии и неразрывно связанных с ней услуг.

Второй важный момент — «устойчивость» экономического эффекта. Очевидно, что предприятие в зависимости от загрузки или режима работы может иметь различные суточные графики потребления электроэнергии, и, как следствие — экономические параметры в разные периоды времени.

Основываясь на такой информации, мы можем обсуждать с Потребителем различные варианты способа расчета, в итоге закрепляемого договором электроснабжения. Как правило, рассматриваются следующие варианты:

• Фиксированный дисконт от цены гарантирующего поставщика. Такой способ расчета, как правило, используется в случае «устойчивого» экономического эффекта при равномерном графике потребления. Для Потребителя такой вариант удобен тем, что экономия гарантирована, и ее размер может быть посчитан и заложен в бюджет Предприятия.
• Фиксированная сбытовая надбавка независимой энергосбытовой организации. Будет интересна Предприятию, готовому самостоятельно заниматься планированием потребления электроэнергии и оплачивать отклонения при условии хорошей цены на плановые объемы потребления.
• Пропорциональное участие в экономическом эффекте. Если на предприятии отсутствуют статистические данные по электропотреблению, или экономический эффект меняется в зависимости от загрузки производственных мощностей, может оказаться целесообразным вариант расчета, при котором Потребитель и независимая энергосбытовая организация делят общую экономию, возникшую при покупке электроэнергии на оптовом рынке, в договорной пропорции.

Какие риски возникают у Потребителя?

Первое, что должен понимать Потребитель — ни независимая энергосбытовая компания, ни гарантирующий поставщик не влияют на бесперебойность и качество электроснабжения. Они, разумеется, несут такую ответственность по договору, но фактически, данная ответственность транслируется сбытом на сетевую организацию, к которой присоединен потребитель.

Таким образом, рисков у Потребителя, переходящего к независимому сбыту не так много, тем не менее, опасность теоретически существует:

• Режим работы Предприятия и качество планирования потребления электроэнергии не было оценено должным образом в процессе предварительного анализа и приводит к регулярным убыткам сбытовой организации. В этой ситуации сбыт, скорее всего, инициирует расторжение договора энергоснабжения. В этом случае Потребитель возвращается к гарантирующему поставщику, формально теряя экономию, получаемую на ОРЭМ. Фактически, очевидно, что такой экономии на ОРЭМ и не было.
• Недобросовестная сбытовая организация «исчезает», получив от Потребителя аванс, не заплатив при этом по своим обязательствам на ОРЭМ и поставщикам услуг.

В такой ситуации поставщики электроэнергии возмещает издержки в судебном порядке со сбытовой организации (договорных отношений с Потребителем у поставщиков электроэнергии нет), а риски Потребителя возникают только в части оплаты услуг по передаче электроэнергии сетевой организацией, так как последняя имеет право ограничить электроснабжение в случае неплатежей.

Какой порядок вывода потребителя на ОРЭМ?

Организационно-техническая процедура, включающая строительство АИИС КУЭ займет примерно 9 месяцев.

В 2011 году вывод Потребителя на ОРЭМ возможен 1 раз в год — с 1 января, что связано с принятием прогнозного балансового решения регулирующими органами. В 2012 году решение принимается 2 раза в год, с 2013 и далее — один раз в квартал.

Таким образом, за 9–10 месяцев до предполагаемой даты начала получения электроэнергии с оптового рынка, Потребитель должен принять решение и заключить договор электроснабжения с независимой энергосбытовой организацией.

В целом процедура выглядит следующим образом:

• Согласование со смежным субъектом оптового рынка (гарантирующий поставщик) и сетевой организацией набора документов, описывающих точки перетока электроэнергии и учет в этих точках;
• Регистрация группы точек поставки (ГТП) оптового рынка (ОАО «АТС»);
• Включение в сводный прогнозный баланс производства и поставок электроэнергии (регулирующие органы по тарифам);
• Строительство АИИС КУЭ, включая следующие этапы:
  • Проектная документация
  • Метрологическая документация
  • Поставка, монтаж, наладка
  • Поверка, аттестация
• Установление соответствия АИИС КУЭ требования ОРЭМ (ОАО «АТС»)

Прикрепляемые документы