Информация

Покупка потерь сетевой организацией

Сетевые
организации покупают электрическую
энергию (мощность) для компенсации
фактических потерь в своих сетях. При
этом потребители услуг компенсируют
сетевым организациям в составе стоимости
услуг по передаче электрической энергии
только нормативные потери электроэнергии.

Разность
между фактическими и нормативными
потерями (превышение) может возникать
из-за недолжного использования сетевой
организацией сетевого оборудования, а
также эксплуатации устаревшего
оборудования и сложных режимов передачи
мощности. Существенный вклад в превышение
фактических потерь над нормативными
вносят коммерческие потери. Сетевые
организации имеют существенные стимулы
снижать коммерческие потери электрической
энергии.

  • Покупка
    электрической энергии и мощности для
    целей компенсации потерь в сетях ЕНЭС
  • ФСК
    покупает электрическую энергию и
    мощность на оптовом рынке в целях
    компенсации потерь электрической
    энергии в сетях ЕНЭС, принадлежащих ФСК
    на праве собственности, и в сетях ЕНЭС,
    принадлежащих МСК и ММСК, находящихся
    в пользовании ФСК.
  • Иные
    владельцы ЕНЭС покупают потери на
    оптовом рынке в составе ГТП потребления
    в общем порядке — как непосредственные
    участники рынка (например, ОАО
    «Иркутскэнерго»), либо при посредничестве
    сбытовых организаций — вместе с объемами
    на I
    юкрытие
    потребления конечных потребителей.
  • Для
    ФСК предусмотрен особый механизм участия
    в оптовом рынке именно для целей покупки
    потерь.
  • Всоответствии с Правилами оптового
    рынка, определяющими порядок оплаты
    сетевыми организациями потерь
    электрической энергии (мощности),
    организация по управлению единой
    национальной (общероссийской) электрической
    сетью покупает на оптовом рынке в целях
    компенсации потерь:
  • электрическую энергию в объеме, соответствующем фактическому объему потерь электрической энергии (за исключением потерь электрической энергии, учтенных в равновесных ценах на электрическую энергию), из них:

о
по регулируемым ценам (тарифам)
электрическую энергию в объемах,
соответствующих установленным
Правительством долям а
от объемов электрической энергии,
определенных для ФСК в прогнозном
балансе на 2007 год;

  • мощность в объеме, равном объему электрической мощности, определенному для нее на соответствующий календарный месяц в прогнозном балансе на соответствующий период регулирования, умноженному на фактический коэффициент резервирования мощности, из них:
  1. о
    по
    регулируемым ценам (тарифам) мощность
    в объемах, соответствующих установленным
    Правительством долям*а
    от
    объемов электрической мощности,
    определенных для нее в прогнозном
    балансе на 2008 год, умноженных на
    коэффициент резервирования мощности.
    Цена покупки электроэнергии и мощности
    для целей компенсации потерь:
  2. о
    в ценовых зонах — по установленным ФСТ
    России тарифам (ценам) на электрическую
    энергию, приобретаемую организацией
    по управлению ЕНЭС с целью компенсации
    потерь электрической энергии,
    дифференцированным по субъектам РФ, и
    по нерегулируемым ценам;
  3. о
    в неценовых зонах — по средневзвешенной
    цене оптового рынка, рассчитанной исходя из объемов планового почасового
    производства и тарифов генераторов,
    также дифференцированной по субъектам
    РФ;
  4. >
    мощность:
  5. о
    в ценовых зонах — по установленным ФСТ
    России тарифам (ценам) на мощность,
    приобретаемую организацией по управлению EНЭС с целью компенсации потерь
    электрической энергии, дифференцированным
    по субъектам РФ, уменьшенным на плановый
    коэффициент резервирования мощности,
    скорректированный на долю резервной мощности, используемую федеральным
    органом исполнительной власти в области
    регулирования тарифов при формировании прогнозного баланса на соответствующий период регулирования, а также по
    нерегулируемым ценам;
  6. о

    в неценовых зонах — по установленным
    ФСТ России тарифам (ценам) на мощность, приобретаемую организацией
    по управлению ЕНЭС с целью компенсации
    потерь электрической энергии,
    дифференцированным по субъектам РФ,
    уменьшенным на плановый коэффициент
    резервирования мощности, скорректированный
    на долю резервной мощности, используемую федеральным органом
    исполнительной власти в области
    регулирования тарифов при формировании прогнозного баланса на соответствующий
    период регулирования.

  7. В
    ценовых зонах определение указанных выше тарифов осуществляется ФСТ России в соответствии с методическими
    указаниями по определению индикативных
    цен на электрическую энергию и мощность
    для покупателей — субъектов оптового
    рынка электрической энергии (мощности) в целях формирования регулируемых
    договоров, заключаемых в соответствующем
    периоде регулирования, утвержденными
    приказом ФСТ России от 28 сентября 2007
    года № 262-э/11, в том числе:

  8. тарифы на электрическую энергию,
    приобретаемую организацией по управлению
    ЕНЭС с целью компенсации потерь
    электрической энергии, определяется
    равным индикативным ценам на электрическую
    энергию соответствующего субъекта РФ
  • Эпот_i
    балЕНЭС
    — прогнозный объем покупки электрической
    энергии с оптового рынка электрической
    энергии (мощности) по регулируемым ценам
    (тарифам) для i-гo
    региона в расчетном периоде регулирования
    с целью компенсации потерь электроэнергии
    в сетях ЕНЭС;
  • -прогнозный
    объем сальдо-перетока мощности с оптового
    рынка электрической энергии (мощности)
    по регулируемым ценам (тарифам) для i-гo
    региона, соответствующий объему покупки
    электрической энергии с целью компенсации
    потерь электроэнергии в сетях ЕНЭС;
  • TCPi
    — средний
    одyоставочный
    тариф на электрическую энергию,
    отпускаемую потребителям i-гo
    региона, рассчитываемый в соответствии
    с методическими указаниями по определению
    индикативных цен на электрическую
    энергию и мощность для покупателей —
    субъектов оптового рынка электрической
    энергии (мощности) в целях формирования
    регулируемых договоров, заключаемых в
    соответствующем периоде регулирования,
    утвержденными приказом ФСТ России от
    28 сентября 2007 года № 262-э/11;
  • — индикативная
    цена на электрическую энергию, утвержденная
    ФСТ России согласно указанным методическим
    указаниям соответственно для каждого
    субъекта РФ.

  • В
    части нерегулируемых цен:
  • к объемам электрической энергии, подлежащей оплате по нерегулируемым ценам, применяются цены РСВ (поскольку ОАО «ФСК ЕЭС» не способно планировать величину потерь -они более чем на 50% состоят из нагрузочных потерь и зависят от того, какой сложится режим загрузки станций и перетоков);
  • к объемам мощности, подлежащим оплате по нерегулируемым ценам, применяется цена КОМ.
  1. Договорная
    схема приобретения электрической
    энергии (мощности)
  2. Принципиально
    договорная схема приобретения
    электрической энергии (мощности)
    определена в параграфе 19 Договора о
    присоединении к торговой системе
    оптового рынка электроэнергии (мощности).
  3. Положениям
    параграфа 19 Договора о присоединении
    к торговой системе оптового рынка
    определены особенности покупки на
    оптовом рынке электрической энергии
    (мощности) в целях компенсации потерь
    в сетях, принадлежащих организации по
    управлению единой национальной
    (общероссийской) электрической сетью
    на праве собственности или ином законном
    основании, а именно: ФСК заключает с
    ЦФР:
  4. > договоры
    купли-продажи электрической энергии и
    мощности в целях компенсации потерь в
    электрических сетях (в ценовой зоне) —
    для покупки в ценовых зонах;
  5. > и
    договоры купли-продажи электрической
    энергии и мощности в целях компенсации
    потерь в электрических сетях (в неценовой
    зоне) — для покупки в неценовых зонах.
  6. ЦФР
    в целях исполнения обязательств перед
    ФСК по договорам купли-продажи
    электрической энергии и мощности в
    целях компенсации потерь в электрических
    сетях заключает с Участниками оптового
    рынка, в том числе, поставщиками, договоры
    комиссии на продажу электрической
    энергии (мощности).
  7. По
    Договору
    купли-продажи электрической энергии и
    мощности в целях компенсации потерь в
    электрических сетях
    ЦФР
    обязуется передать электрическую
    энергию и мощность, а ФСК обязуется
    принять и оплатить электрическую энергию
    и мощность в целях компенсации потерь
    электрической энергии и мощности в
    электрических сетях, принадлежащих ФСК
    на праве собственности или законном
    основании, расположенных на территориях
    субъектов Российской Федерации,
    включенных в ценовые зоны оптового
    рынка.
  8. Договорный
    и фактический объем электрической
    энергии, покупаемый ФСК, и соответствующую
    объему потерь в электрических сетях
    ФСК величину мощности, а также их
    стоимость в ценовых и неценовых зонах
    определяет (рассчитывает) АТС в
    соответствии с Договором о присоединении
    к торговой системе оптового рынка
    электроэнергии (мощности) и Регламентами
    оптового рынка.
  9. Рисунок
    8.5Договорная
    система приобретения электрической
    энергии (мощности)
  • Покупка
    электрической энергии и мощности для
    целей компенсации потерь в сетях
    территориальных сетевых организаций
  • Расходы
    РСК на потери состоят из покупки
    электрической энергии и мощности для
    компенсации собственных потерь и оплаты
    услуг по передаче электрической энергии
    по ЕНЭС в части нормативных потерь в
    таких сетях:

  • расходы на оплату ставки за потери в
    сетях ЕНЭС в настоящий момент учитываются
    при установлении тарифов в составе НВВ
    соответствующей сетевой организации
    на содержание сетей;

  • расходы на компенсацию собственных
    потерь формируют ставку на компенсацию
    нормативных потерь тарифа на услуги по
    передаче электрической энергии по
    территориальным сетям.
  • Возможно,
    в последующем расходы на оплату ставки
    на компенсацию потерь в сетях ЕНЭС будут
    учитываться при формировании ставки
    на оплату потерь при формировании
    региональных тарифов на услуги по
    передаче.

электрическую
энергию и мощность для целей компенсации
потерь только на розничном рынке у
гарантирующих поставщиков или
энергосбытовых организаций. Этому есть
две причины:


экономическая — до реализации системного
решения проблемы перекрестного
субсидирования, сетевые тариф и цены
по покупку потерь электрической энергии
используются органами регулирования
для поддержания низких тарифов для
населения и иных субсидируемых категорий,
если они есть;

>
Технологическая — при существующих требованиях по коммерческому учету на оптовом рынке, выход территориальной
сетевой организации на оптовый рынок
означал бы необходимость обеспечения
АСКУЭ по всем конечным потребителям
без исключения, что экономически
нецелесообразно.

В случае изменения подходов к коммерческому учету на оптовом рынке (допущение расчетных
механизмов определения почасовых
объемов), можно будет вести речь о возможном выходе сетевых компаний на
оптовый рынок.

Однако в таком случае им
придется решить другую, еще более сложную
задачу -обеспечение почасового
планирования величины потерь.
Территориальные сетевые организация
в розничном рынке, как правило, покупают электрическую энергию по одноставочным
тарифам и нерегулируемым ценам, учитывающим стоимость мощности.

Порядок определения доли поставки электрической
энергии по регулируемым ценам определяется правилами определения стоимости электрической энергии,
утвержденными Федеральной службой по
тарифам РФ.

  1. Нерегулируемые
    цены применяются такие же, как для других
    потребителей розничного рынка — в рамках
    предельного уровня.
  2. Сетевые
    организации оплачивают фактические
    потери в своих сетях за вычетом стоимости
    нагрузочных потерь в их сетях, учтенных
    в расчетной модели оптового рынка.
  3. Вычет
    стоимости нагрузочных потерь, учтенных
    в равновесных ценах
  4. При
    анализе нормативно-правовых актов,
    касающихся оплаты потерь, возникает
    вопрос, что подразумевается под «потерями,
    включенными в цену (тариф) на электрическую
    энергию», которые подлежат исключению
    из объема технологических потерь,
    оплачиваемых потребителями услуг по
    передаче электрической энергии?
  5. Существующая
    модель оптового рынка, закрепленная в
    правила оптового рынка, основана на
    узловом ценообразовании, при которой
    цены покупателей учитывают, наряду с
    другими факторами, переменные потери
    электрической энергии, зависящей от
    загрузки линий — то есть, нагрузочные
    потери.

При
этом имеются в виду потери только в тех
линиях электропередачи, которые
учитываются в математической модели
торговли электрической энергией
(мощностью) на оптовом рынке — то есть,
включены в расчетную модель оптового
рынка. Практически все линии электропередачи,
относящиеся к ЕНЭС, включены в расчетную
модель. Кроме того, туда включено
большинство ЛЭП высокого класса
напряжения территориальных сетевых
организаций.

  • Правилами
    оптового рынка установлено, что если
    при формировании тарифа на передачу
    электрической энергии были учтены
    полные нормативные потери (включая
    нагрузочные потери) в ЕНЭС и сетях
    территориальных сетевых организаций,
    стоимость услуг по передаче, в том числе
    территориальных сетевых организаций,
    формируется за вычетом стоимости объемов
    потерь электрической энергии, учтенных
    в равновесных ценах на электрическую
    энергию, рассчитанной администратором
    торговой системы в соответствии с
    договором о присоединении к торговой
    системе оптового рынка.
  • Администратор
    торговой системы рассчитывает объем и
    стоимость потерь, учтенных в равновесных
    ценах на электрическую энергию, и
    уведомляет субъектов оптового рынка
    об объемах и стоимости указанных потерь
    в порядке, установленном договором о
    присоединении к торговой системе
    оптового рынка, в сроки, достаточные
    для обеспечения расчетов по договорам
    оказания услуг по передаче электрической
    энергии с учетом вышеуказанной стоимости
    потерь электрической энергии, включенных
    в равновесные цены на электрическую
    энергию в текущем месяце.
  • В
    связи с этим стоимость нагрузочных
    потерь электрической энергии в сетях
    ЕНЭС и территориальных сетевых
    организаций, включенных в расчетную
    модель, подлежат исключению из стоимости
    услуг по передаче в части ставки на
    оплату потерь. Таким образом:
  • о
    Обязательства по оплате потерь на ОРЭ
    уменьшаются на величину нагрузочных
    потерь;
  • о
    Доходы в части ставки на оплату потерь
    уменьшаются на величину нагрузочных
    потерь;
  • Иные владельцы ЕНЭС (самостоятельно оказывающие услуги по передаче) и территориальные сетевые организации:
  1. о
    Обязательства по оплате потерь на
    ОРЭ/РРЭ уменьшаются на величину
    нагрузочных потерь в их собственных
    сетях, учтенных в расчетной модели;
  2. о
    Обязательства по оплате ставки на
    компенсацию потерь тарифа на услуги по
    передаче по ЕНЭС уменьшаются на величину
    нагрузочных потерь в сетях ФСК в части,
    приходящейся на данного потребителя
    услуг по передаче;
  3. о
    Доходы от стоимости услуг по передаче
    (без выделения конкретной ставки),
    получаемые от сбытовых организаций или
    непосредственных потребителей —
    участников оптового рынка, уменьшаются
    на стоимость
    нагрузочных потерь в сетях ФСК, иных
    владельцев ЕНЭС и территориальных
    сетевых организаций, приходящихся на
    соответствующего участника оптового
    рынка.

Наша практика. добились отмены решения и защитили клиента от требований гарантирующего поставщика об оплате потерь в электросетях (дело № а41-47771/2020)

В Арбитражном суде Московской области с клиента были взысканы затраты по компенсации потерь на сетях. В апелляционной инстанции удалось добиться отмены решения. В исковых требованиях гарантирующему поставщику отказано в полном объеме

«Нам срочно нужна помощь!»

В конце октября 2020 года в ООО «ЦПО групп» обратился председатель одного из подмосковных СНТ. Гарантирующий поставщик – крупнейшая энергосбытовая организация региона обратилась в Арбитражный суд Московской области с требованиями о взыскании с 20-ти садоводств суммы потерь в электрических сетях за период трех месяцев 2016 года в сумме 400 000 руб.

и неустойки, вызванной просрочкой оплаты этих потерь, в сумме 200 000 руб.
Потери электрической энергии — разница между объемом энергии, поступившим в сеть потребителя, и объемом, который был учтен в процессе потребления (полезный отпуск). Ни одно из садоводств – участников процесса не получало претензий и искового заявления, не знало о процедуре рассмотрения требований.

В итоге, в отсутствие возражений со стороны ответчиков суд удовлетворил исковые требования истца в полном объеме.

О факте состоявшегося решения СНТ случайно узнали только через 3 дня после вынесения судом решения в форме резолютивной части решения.

Успев подать заявление об изготовлении мотивированного решения – СНТ в срочном порядке начали поиск юристов для обжалования решения, в результате чего обратились в нашу компанию.

«Добиться отмены!». Какие доводы мы представили в суде

В качестве аргумента, существенно мотивировавшего на получение положительного результата было то, что у СНТ не было денег, необходимых для расчетов с энергетиками. Отрицательный результат очень сильно ударил бы по СНТ и их членам.

В ходе анализа материалов судебного дела сразу стало ясно, что дело можно было бы быстро и безболезненно разрешить в пользу ответчиков в суде первой инстанции, просто заявив о пропуске срока исковой давности. Но, поскольку использование данной возможности было упущено – необходимо было найти другие основания для защиты. И они нашлись.

Во-первых, суд не принял во внимание неверное определение истцом круга ответчиков по делу.
К общей электрической сети, проходящей через несколько садоводств, имели подключение не только указанные в иске лица, но и ряд других физических и юридических лиц.

Энергосбытовая организация не определила полный перечень лиц, подключенных к сети, на которой образовались потери, а также не произвела и представила в суд расчеты, обосновывающие объем потерь и требований к конкретным лицам.

Целью заявленных требований было определить нескольких ответчиков и заявить к ним весь объем потерь по сети, несмотря на то, что это влечет возникновение на их стороне убытков (в виде платежей за других лиц), а также то, что вынесенное по таким требованиям судебное решение не соответствует своему главному принципу – законности.

Во-вторых, судом необоснованно было принято решение о солидарном порядке удовлетворения требований истца, тогда как истец требования о солидарном порядке удовлетворения не заявлял и оснований для этого не имелось.

При принятии решения судом первой инстанции не было учтено, что каждый из ответчиков имел свое собственное количество участников, собственный объем потребления электроэнергии, собственные особенности, технические характеристики и состояние объектов электросетевого хозяйства, длину участка сети. Каждый из ответчиков имел свой отдельный договор энергоснабжения, на основании которого был установлен индивидуальный процент потерь на сетях и в рамках которого каждый из ответчиков рассчитывался с истцом.

Таким образом, заявление исковых требований без расчета и мотивированного доказывания размера потерь по каждому из ответчиков, по принципу «все в кучу», являлось заведомо необоснованным и незаконным.

Основная сложность в суде апелляционной инстанции

Рассмотрение жалобы в суде апелляционной инстанции по умолчанию намного более сложная процедура, о чем свидетельствует достаточно низкий процент отмен судебных актов.
Мы тщательно поработали с судебной практикой и нашли материалы, усиливающие позицию в суде.

В результате нам удалось донести до судей апелляционного суда свою позицию, решение суда первой инстанции в итоге было отменено. Данное дело, как и множество других дел, показывает, что свои права можно и нужно защищать не только на уровне судов первой инстанции, но и обжаловать судебные акты в вышестоящих судах; не останавливаться при защите своих прав, если считаете, что правда на вашей стороне. Но при этом нужно помнить, что в силу специфики любой спор в области энергетики является непростым. Советуем доверить защиту ваших интересов профессионалам

Главная достопримечательность Парижа располагается на Марсовом поле — бывшем военном плацу,

преобразованном впоследствии в прекрасный парк.

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

Компенсация расходов владельца сетей на переток энергии потребителю

  • Николай Монтиле
  • Руководитель Управления правового обеспечения ООО «АРСТЭМ-ЭнергоТрейд» Эксперт сервиса «Энергоюристы онлайн»
  • Не обладающий статусом сетевой организации владелец электросетей, к которым присоединены объекты потребителя, не вправе требовать от такого потребителя оплату за переток энергии через эти сети и обязан оплачивать потери энергии в сетях, возникшие в связи с перетоком.
  • Такие выводы следуют из положений:

(1) пункта 6 Правил недискриминационного доступа к услугам по передаче электрической энергии и оказания этих услуг, утвержденных постановлением Правительства РФ от 27.12.2004 № 861, согласно которому собственники и иные законные владельцы объектов электросетевого хозяйства, через которые опосредованно присоединено к электрическим сетям сетевой организации энергопринимающее устройство потребителя, не вправе препятствовать перетоку через их объекты электрической энергии для такого потребителя и требовать за это оплату;

(2) абзаца 5 пункта 12 Основных положений функционирования розничных рынков электрической энергии, утвержденных постановлением Правительства РФ от 04.05.

2012 № 442 (далее – Основные положения № 442), согласно которому иные владельцы объектов электросетевого хозяйства приобретают электрическую энергию (мощность) в целях компенсации потерь электрической энергии, возникающих в принадлежащих им на праве собственности или на ином законном основании объектах электросетевого хозяйства, и выступают в этом случае как потребители. 

Но могут ли стороны своим соглашением изменить указанные правила и предусмотреть механизм компенсации расходов владельца сетей на переток электроэнергии? В поисках ответа на этот вопрос находится и судебная практика.

ПРАВОПРИМЕНЕНИЕ

Несмотря на четко сформулированные в законе установки, суды в некоторых случаях исходят из допустимости совершения соглашений, предусматривающих компенсацию потребителем расходов владельца сетей, связанных с перетоком электроэнергии (см., например, постановления Арбитражного суда Западно-Сибирского округа по делам №№ А45-2499/2022, А45-44784/2019, А70-16401/2019, А81-3411/2021, А70-16401/2019).

  1. Правовые позиции, отраженные в судебной практике, позволяют выделить следующие характеристики таких соглашений.
  2. Формат соглашения
  3. (А) Условие о компенсации расходов, связанных с перетоком электроэнергии на присоединенные объекты, может быть включено в соглашение о перераспределении мощности.

Постановление Арбитражного суда Западно-Сибирского округа от 08.06.2021 № Ф04-2247/21 по делу № А45-44784/2019:

«…потребитель электрической энергии не лишен возможности обусловить свое согласие на опосредованное присоединение энергопринимающих устройств иного лица к электрическим сетям территориальной сетевой организации через объекты электросетевого хозяйства этого потребителя электрической энергии включением в соглашение о перераспределении мощности между сторонами опосредованного присоединения положения, согласно которому потери электрической энергии в его электрических сетях, связанные с перетоком через них электрической энергии иному лицу, возлагаются частично или в полном объеме на это лицо».

(Б) Условие о компенсации расходов, связанных с перетоком электроэнергии на присоединенные объекты, может быть включено в договор (соглашение) о технологическом присоединении.

Постановление Арбитражного суда Западно-Сибирского округа от 09.06.2022 № Ф04-2499/22 по делу № А81-3411/2021:

«…взимание подобной платы может быть прямо согласовано сторонами при заключении соглашения о технологическом присоединении, и лишь подобная форма компенсации будет соответствовать положениям статьи 421 ГК РФ, не вступая в противоречие с требованиями пункта 6 Правил № 861».

(В) Условие о компенсации расходов, связанных с перетоком электроэнергии на присоединенные объекты, может быть включено в соглашение о возмещении стоимости потребляемой электрической энергии.

Постановление Арбитражного суда Западно-Сибирского округа от 09.06.2022 № Ф04-2499/22 по делу № А81-3411/2021:

«Согласование сторонами условия о внесении подобной платы в последующем, как составляющей платы, вносимой в возмещение стоимости потребляемой электрической энергии, также не противоречит общим положениям гражданского законодательства (статья 421 ГК РФ) и подлежит установлению исходя из общих принципов толкования договора, установленных положениями статьи ГК РФ».

Примечание

Вместе с тем встречается и судебная практика, не признающая возможность компенсации расходов владельца сетей на основании конструкций, отличных от соглашения о возмещении стоимости потребляемой электрической энергии. Речь, в частности, о таких недопустимых (с т.з. судебной практики) конструкциях, как:

  • договор на техническое обслуживание объектов электросетевого хозяйства (см., например, дела №№ А60-42342/2010, А42-2337/2018)
  • договор аренды объектов электросетевого хозяйства (см., например, дело № А27-25783/2016).

Характеристики компенсируемых расходов

(А) Экономическая обоснованность

Постановление Арбитражного суда Западно-Сибирского округа от 08.06.2021 № Ф04-2247/21 по делу № А45-44784/2019

«…юридически значимыми обстоятельствами для разрешения вопроса о законности получения лицом, не являющимся профессиональным участником розничного рынка электрической энергии, с контрагента платы, превышающей размер расходов данного лица на приобретение электрической энергии у энергосбытовой (энергоснабжающей) организации, являются вопросы экономической обусловленности осуществления данной платы расходами, понесенными лицом, давшим согласие на осуществление к его сетям опосредованного технологического присоединения и связанными с перераспределением мощности, а также возмещением потерь электрической энергии, вызванных возникающим перетоком».

Примечание

Экономическая обоснованность компенсации расходов на оплату потерь может подтверждаться, в частности, тем, что расчет данных потерь выполнен в соответствии с требованиями Методики определения нормативов потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям, утвержденной приказом Минэнерго РФ от 07.08.2014 № 506. Использование указанной методики будет обеспечивать соблюдение пункта 148 Основных положений № 442, устанавливающего требования к порядку расчета потерь в электросетях.

(Б) Документальная подтвержденность