Плюсы и минусы оптового рынка электроэнергии

1 января в Украине начался первый этап реформы рынка электроэнергии. Изменения прописаны в законе «О рынке электрической энергии», который вступил в силу 11 июня 2017 года. С января по июль будет проходить переходной период. Реформа предусматривает внедрение европейской модели, которая должна стимулировать конкуренцию и появление новых игроков.

LIGA.net разбиралась, как будет работать новый рынок и как реформа повлияет на энерготарифы.

Как работает рынок электроэнергии

Оптовый рынок электроэнергии в Украине работает по модели единого котла. Его концепция — все генерирующие компании продают произведенную электроэнергию госпредприятию Энергорынок по цене, установленной государством. У Энергорынка в свою очередь электричество закупают облэнерго — природные монополисты в каждом регионе страны.

Закупки происходят по регулируемому и нерегулируемому тарифу (во втором случае, это узкий круг компаний, которые закупают электричество и продают его по договорной цене). Дальше электроэнергию поставляют потребителям. Для населения цена дотационная, для промышленности – нет.

Разница между рыночной и льготной ценой на электроэнергию закладывается в тарифы для промышленности.

При такой модели деньги от потребителя к производителю идут по цепочке через все сопутствующие компании – от облэнерго к Энергорынку, после — распределяются между генерацией (производителями электроэнергии) и оператором магистральных сетей – госкомпанией Укрэнерго. 

По данным Минэнерго, с 1 по 29 декабря, АЭС произвели 51% от общей доли электроэнергии, ТЭС — 43%, ГЭС — 4%, другие — 2%.

Что изменится

Реформа рынка будет состоять из двух этапов. Первый – либерализация рынка поставок электроэнергии, второй – либерализация сегмента производства, пояснил LIGA.net бывший член Национальной комиссии, осуществляющей госрегулирование в сферах энергетики и коммунальных услуг (НКРЭКУ) Андрей Герус. 

Опрос: что вы думаете о реформе полиции Украины? 04.07.2018

  • На смену Энергорынку летом придет так называемый оптовый рынок, включающий рынок «двухсторонних договоров» (бизнес-потребители смогут напрямую закупать у производителя электроэнергию), рынок «на сутки вперед» (договор будет действовать один операционный день), «внутрисуточный рынок» (контракт на поставку электроэнергии будет заключаться «сегодня на сегодня») и «балансирующий рынок».
  • Соглано закону о рынке электроэнергии, сделки по покупке электроэнергии должны будут заключать на биржах, торги начнуться не раньше июля 2019 года.

Плюсы и минусы оптового рынка электроэнергии

Изменения в сегменте поставок произошли с 1 января. До конца 2018-го облэнерго отвечали за поставку и транспортировку электричества. В результате так называемого «анбандлинга» привычные облэнерго разделили на две компании – оператора системы распределения и компанию-поставщика. 

К примеру, в Киеве за ДТЭК Киевские электрические сети (наследник Киевэнерго) оставили транспортировку электроэнергии, а продажу электричества конечным потребителям, в том числе населению, передали новосозданной компании Киевские энергетические услуги.

Оператор сети будет отвечать за качество и надежность электроснабжения, управлять системой распределения, эксплуатировать и ремонтировать электрические линии и подстанции. Также в его обязанности входит установка счетчиков.

 В одном регионе могут работать несколько операторов системы распределения. Все зависит от территории, которая закреплена за определенным оператором сети. Но на одной территории (будь это город, область или участок) может быть только один оператор, пояснили LIGA.

net в компании Киевские электросети.

С поставщиками дело обстоит иначе. Реформа подразумевает появление на рынке поставок электричества новых игроков.

 По данным НКРЭКУ, на конец года в реестрах операторов систем распределения зарегистрировано 683 поставщика (226 компаний). С июля 2019-го к ним могут присоедиться компании-трейдеры.

 Для этого им нужно будет получить от регулятора соответствующую лицензию, говорится в законе о рынке элетроэнергии.

По словам главы НКРЭКУ Оксаны Кривенко, основным поставщиком для населения, малого бизнеса и бюджетных организаций на время переходного периода будет так называемый поставщик универсальных услуг (по сути, выделенная «дочка» облэнерго). Он будет поставлять электричество по регулируемому тарифу. По закону, поставщик универсальной услуги не имеет права отказать потребителю в подписании договора о поставках электричества. 

Также на рынке будут независимые поставщики, их тарифы государство регулировать не будет, добавила Кривенко.

Еще одним поставщиком станет «поставщик последней надежды». Это своеобразная «подушка безопасности». Но его тарифы будут на 30% больше по сравнению с тарифами других поставщиков.

 Он предназначен для тех потребителей, которые в силу обстоятельств оказались без поставщика электроэнергии. Минэнерго поставщиком «последней надежды» назначило компанию Укринтерэнерго, которая ранее занималсь импортом и экспортом электричества.

Ее услугами клиенты смогут пользовать не более 90 дней. Именно этот срок отведен им для поисков нового поставщика, пояснили в НКРЭКУ.

Средний и крупный бизнес должны самостоятельно выбирать себе поставщика и заключить с ним и с оператором электросети соответсвующие договора. Для населения эта процедура упрощена, ничего подписывать не нужно, все произойдет автоматически, сообщила глава регулятора.

Источник: https://biz.liga.net/ekonomika/tek/article/novaya-reforma-kak-izmenitsya-rynok-elektroenergii

Оптовый и розничный рынки электроэнергии – кому и что выгодно

Промышленное предприятие или частный дом – но без электричества ему не обойтись. Закупается оно на рынках электроэнергии – оптовом или розничном – в зависимости от того, насколько объемные поставки требуются. Что же это за рынки такие, кто имеет право заключать на них сделки и как это делать выгодно – попробуем разобраться.

Плюсы и минусы оптового рынка электроэнергии

Оптовый рынок электроэнергии и мощности (ОРЭМ), как и следует из его названия, предназначен для оптовых продаж и закупок, а потому работать право на нем получают только крупные производители и потребители.

Более того, при этом они должны соответствовать определенным требованиям по количеству потребления (производства) электроэнергии.

Также для выхода на оптовый рынок электроэнергии им нужно выполнить ряд других требований (установить систему учета, согласовать документы на точки перехода энергии, зарегистрировать точки поставки и многое другое).

Поэтому самостоятельно работают на ОРЭМ, как правило, генерирующие организации, операторы импорта/экспорта электроэнергии, Гарантирующие поставщики (ГП), независимые энергосбытовые компании и очень крупные покупатели. В остальных случаях большинство потребителей заключают договора с ГП или энергосбытовыми компаниями, даже если речь идет о промышленных производствах.

Розничный рынок электроэнергии куда более обширен, так как на нем работают все остальные, вне зависимости от количества производимой или приобретаемой электрической энергии.

Причем те, кто на оптовом выступали в качестве покупателей, здесь уже часто являются поставщиками – Гарантирующие поставщики, энергосбытовые компании и так далее.

Так, если вам нужно, например, обеспечить электричеством ваш собственный дом, то вы будете являться субъектом розничного рынка.

Стоит заметить, что не так давно как оптовый, так и розничный рынок электроэнергии контролировало правительство – устанавливало тарифы и надбавки, регулировало объемы поставки и распределение. Однако со временем такая модель утратила эффективность и произошла либерализация рынков, то есть была разрешена деятельность независимых компаний- поставщиков электроэнергии.

Особенно сложившаяся сейчас ситуация выгодна производствам, так как энергосбытовые компании ведут конкурентную борьбу за клиента и так как они поставляют электроэнергию по нерегулируемым ценам, то способны снизить свои надбавки до выгодных потребителю. Поэтому если вы считаете, что покупаете электроэнергию слишком дорого, задумайтесь – может пора сменить поставщика.

Источник: https://alternativenergy.ru/stati2/531-optovyy-i-roznichnyy-rynki-elektroenergii-komu-i-chto-vygodno.html

Ооо «энергокомплекс»

Плюсы и минусы оптового рынка электроэнергии

  • Выход на оптовый рынок– эффективное экономическое решение
  • Независимая энергосбытовая компания Ооо «энергокомплекс» организует мероприятия по поставке электроэнергии с оптового рынка электроэнергии и мощности
  • Оставьте заявку на бесплатную консультацию, наши специалисты свяжутся с Вами

Получить консультацию

Компетентный потребитель, заключив договор на покупку электроэнергии на оптовом рынке, получает ряд следующих услуг :

  1. Энергоаудит и расчет экономического эффекта после выхода на оптовый рынок, а также оценка всех аспектов деятельности, связанных с затратами на электроэнергию.
  2. Эффективный гибкий механизм ценообразования, адаптируемый под потребности заказчика на розничном рынке, договорные отношения, учитывающие интересы потребителя.
  3. Оперативный выход на ОРЭМ.
  4. Унифицированные условия договора электроснабжения, консолидация платежей и кардинальное сокращение количества договоров, обеспечивающих поставку электроэнергии (мощности).
  5. Упрощенные организационные процессы и сокращение трудозатрат профильных подразделений, связанных с исполнением договоров.
  6. Юридическая поддержка, консультирование по вопросам электроснабжения.
  7. Комплексный инжиниринг по созданию АИИС КУЭ на предприятии.
  8. Снижение затрат на выполнение проектов создания АИИС КУЭ за счет включения точек учета в АИИС КУЭ Ооо «энергокомплекс».
  9. Сервисные услуги по обслуживанию оборудования и приборов учета.

Зарабатывая – экономь! Помните, что мы работаем для вас. Обеспечьте эффективное энергопотребление торговых предприятий и промышленных производств с наименьшими затратами на приобретение электрической энергии.

Приобретение электроэнергии и мощности с помощью энергосбытовой компании на оптовом рынке представляет большую выгоду, чем у гарантирующего поставщика. Этот фактор играет решающую роль в формировании направления деятельности компании.

Стратегия нашей компании ориентирована на создание глобального трейдингового и энергосбытового центра, интегрированного с различными по мощности энергопотребляющими объектами Тюменского региона. Актуальные планы – заключение долгосрочных договоров с потребителями.

Прямой телефон для консультаций: +7 (3452) 39-65-29

Или оставьте заявку в форме ниже.

Источник: https://ek72.ru/vihod-na-optoviy-rinok

Обзорная статья: Торговля мощностью на розничном рынке электроэнергии: экономические и правовые аспе

poisk

Originally published at Профессионально об энергетике. Please leave any comments there.

Торговля мощностью на розничном рынке электрической энергии: экономические и правовые аспекты

Как известно, фундаментальной составляющей любой индустриальной экономики является электрическая энергетика. Общемировые тенденции ее развития последние 20 лет связаны с активными реформами и самой энергоотрасли, и систем ее государственного регулирования.

Преобразования обусловлены двумя причинами: во-первых, высокой стратегической значимостью электрической энергетики в ряду других секторов экономики, во-вторых, спецификой электрической энергии как товара и, соответственно, особенностями функционирования отраслевых рынков, что предопределяет необходимость оптимизации государственного участия

Процессы реформирования повлекли за собой существенные изменения правовых основ и общих прин­ципов экономических отношений в данной сфере. Современная модель правового регулирования оборота электрической энергии допускает использование такого механизма ценообразования, как биржевые торги, на которых электроэнергия может фигурировать в качестве обычного биржевого товара.

Надежная и эффективная работа энергоотрасли требует немалых финансовых вложений.

Между тем слабая эластичность спроса на электроэнергию, запоздалая реакция рынка на возникновение ограниченности генерирующих мощностей, значительный временной разрыв между началом строительства электрический станций и вводом их в эксплуатацию[1] снижают привлекательность инвестиций. Для уменьшения рисков выхода на рынок инвесторов, вложивших средства в новую генерацию, была введена плата за мощность.

Будучи элементом соответствующих обязательств, мощность, как и электрическая энергия, в гражданском праве представляет собой разновидность искусственно созданных объектов, предназначенных для идентификации стоимостных величин в различного рода экономических отношениях.

Отечественное гражданское законодательство не предусматривает специальной системы регулирования обязательств, возникающих по поводу таких объектов права.

Поэтому данные обязательства формируются в среде существующих институтов и подинститутов гражданского права, а их оборот регулируется административной и гражданской нормативными базами.

Вопросу определения правовой природы такого товара, как мощность, а также его места в системе объектов гражданского права посвящено немалое количество публикаций[2]. В связи с чем мы не будем на этом подробно останавливаться. Однако надо отметить, что к единому мнению по данному вопросу правоведы пока не пришли.

Рассмотрим мощность как одну из составляющих рынка электроэнергии.

С экономической точки зрения плата за мощность представляет собой компенсацию затрат энергокомпаний на обеспечение работы генерирующего оборудования.

Читайте также:  Стоит ли включать вертикальную синхронизацию в играх

Впервые идею о том, что помимо собственно электроэнергии следует оплачивать также способность ее производить (то есть мощность), выдвинул американский экономист Джеймс Бонбрайт (James С. Bon-bright) в 1931 г.

В предложенной им схеме все не зависящие от объема производства электроэнергии затраты энергокомпаний должны оплачиваться потребителями безотносительно к величине потребления.

Логика заключается в том, что коль скоро энергокомпания вложила средства в создание способности удовлетворить спрос потребителей, необходимо компенсировать ее затраты.

Это полностью соответствует регулятивной доктрине в США, которая гласит, что организация, наделенная монопольным правом энергоснабжения в регионе, не может отказать находящемуся на ее территории потребителю в поставке электроэнергии в том количестве, в котором потребитель нуждается, если последний согласен платить по установленному тарифу[3].

Функционирование российского рынка электроэнергий строится на основе схожей правовой модели.

Обязанность заключить договор энергоснабжения с любым субъектом, изъявившим такое намерение, на розничном рынке электроэнергии возложена на особую группу участников – гарантирующих поставщиков[4].

При этом на коммерческие энергосбытовые компании данная обязан­ность также может быть возложена, если они на конкретном региональ­ном рынке занимают доминирующее положение[5].

  • Российский рынок электрической энергии, как известно, функционально разделен на оптовый и розничный сегменты.
  • Оптовый рынок законодательно трактуется как сфера обращения особых товаров – электрической энергии и мощности – в рамках Единой энергетической системы России в границах единого экономического пространства РФ с участием крупных производителей и крупных покупателей, а также иных лиц, получивших статус субъекта оптового рынка и действующих на основе правил этого рынка[6].
  • Розничные рынки, в свою очередь, определяются как сфера обращения электрической энергии вне оптового рынка с участием потребителей[7].

Любопытно, что сферой обращения мощности законодатель называет только оптовый рынок электроэнергии. Возможно, это объясняется тем, что обязанность оплачивать мощность в качестве самостоятельного товара возлагается только на потребителей, работающих в оптовом сегменте[8].

В рознице потребители приобретают электроэнергию у сбытовых компаний, которые, по сути, являются перепродавцами. Этим и обусловлена специфика ценообразования.

Одной из составляющих розничной цены выступает средневзвешенная стоимость единицы электроэнергии, производимой и (или) приобретаемой гарантирующим поставщиком (энергоснабжающей организацией) в оптовом и розничном сегментах по регулируемым тарифам.

При этом в затраты таких организаций на покупку электроэнергии включаются расходы, связанные с оплатой мощности на оптовом рынке[9].

В свою очередь розничные потребители, оплачивая электроэнергию, покрывают в том числе и расходы энергоснабжающих компаний на приобретение мощности.

Тем не менее мощность, как и электроэнергия, в современной экономике является товаром, а значит, как и любой другой товар, она может быть перепродана.

Законодатель наделил розничных потребителей правом выбора способа оплаты электроэнергии. В частности, по желанию потребителя во взаиморасчетах с энергоснабжающей организацией может применяться двуставочный тариф, включающий ставку за 1 кВт-ч электрической энергии и ставку за 1 кВт установленной генерирующей мощности[10].

Выбор одноставочного или двуставочного тарифа определяется экономической целесообразностью и условиями потребления.

Применение двуставочного тарифа выгодно крупным производственным предприятиям с неравномерной загрузкой энергопринимающего оборудования, но с большим количеством часов использования заявленной мощности.

Поскольку подобные потребители, абонируя мощность и тем самым возмещая энергокомпаниям условно-постоянные издержки на поддержание в работе генерирующего оборудования, получают возможность оплачивать электроэнергию по низким тарифам.

В качестве примера можно привести расчет экономии средств на предприятии с 24-часовым производственным циклом, которое имеет два конвейера мощностью 2 МВт каждый.

Вместе конвейеры работают только 12 часов в сутки, оставшиеся 12 часов задействован только один из них. Заявленная мощность для такого предприятия будет равна совокупной мощности потребления обоих конвейеров, то есть 4 МВт.

Количество часов использования заявленной мощности соответствует периоду, в течение которого конвейеры функционируют одновременно (12 часов).

Для определения стоимости электроэнергии возьмем тарифное решение регулирующего органа одного из субъектов РФ на 2010 г.

Если указанное предприятие станет расплачиваться по одноставочному тарифу, значит: [(4 МегаВт • 12 ч + 2 МегаВт • 12 ч)] • 2 422, 34 руб./МВт•ч = 174 409 руб./сутки.

Расчет по двуставочному тарифу будет выглядеть следующим образом: [(4 МегаВт • 12 ч) + (2 МегаВт • 12 ч)] • 1 117,23 руб./МВт-ч + [(604469, 66 руб./МегаВт в мес. • 4 МегаВт) / 30 сут.] = 161 037 руб./сут.

Таким образом, применение экономической модели, предусматривающей отдельную плату за мощность, может быть выгодным как для поставщиков электроэнергии, так и для потребителей.

Однако приведенный пример иллюстрирует «идеальную» ситуацию, которая в повседневной практике встречается не часто, особенно в условиях общей экономической нестабильности в стране.

Экономическая модель рынка электроэнергии, разработанная Джеймсом Бонбрайтом, предусматривает обязательную оплату заявленной мощности вне зависимости от того, сколько электроэнергии фактически было израсходовано получателем в течение расчетного периода.

В данном случае важно то, что потребители станут заранее заказывать (абонировать) необходимый объем мощности, и это позволит энергокомпаниям уже до расчетного периода планировать состав генерирующего оборудования, который требуется поддерживать в рабочем режиме.

Соответственно, у генерирующих предприятий появляется возможность максимально точно рассчитать свои условно-постоянные издержки (в частности на закупку топлива), а также стоимость поставляемой на рынок электроэнергии с целью компенсации затрат.

В российской рознице до недавнего времени применялась именно такая схема.

Объем мощности с разбивкой по месяцам определялся в договоре энергоснабжения.

Для оплаты установленного объема потребитель принимал на себя обязательство ежемесячно перечислять фиксированную сумму (помимо расчета за электроэнергию).

Таким способом обеспечивался баланс интересов потребителя и поставщика. Поставщик получал гарантированную компенсацию своих издержек, а потребитель — выгоду в виде экономии средств при оплате электроэнергии.

Эта модель взаимоотношений между поставщиком и потребителем в Российской Федерации не выдержала напора мирового финансово-экономического кризиса.

Потребители, вынужденные сократить производство, оказались в ситуации, когда у них, с одной стороны, сохранились обязательства перед энергоснабжающими компаниями по оплате мощности, но, с другой — мощность в прежнем объеме им уже стала не нужна. Как следствие, было инициировано множество судебных споров.

Предприятия отказывались оплачивать ранее абонированный объем, обосновывая это тем, что они его не использовали, и требовали выставления счетов только за «фактическую» мощность.

Суды своими решениями в большинстве случаев не поддержали потребителей и встали на сторону энер-госнабжающих организаций[11].

Реакцией государства на данную проблему стало издание Постановления Правительства РФ от 10.05.2009 № 411, которым были внесены изменения в п. 108.2 Правил функционирования розничных рынков электрической энергии в переходный период реформирования электроэнергетики.

Согласно новой редакции данного пункта, покупатели, осуществляющие расчеты за электроэнергию , (мощность) по двуставочным тарифам, оплачивают фактический объем мощности за расчетный период по регулируемым ценам (тарифам).

Такую законодательную поправку нельзя назвать оптимальной.

Потребители получили возможность недобросовестно пользоваться своими правами и заявлять мощность на очередной период регулирования, что называется, «про запас», в действительности же нуждаясь в гораздо меньших объемах.

В результате формирование цен на электроэнергию становится непрозрачным, существенно осложняется планирование работы генерирующего оборудования, природные ресурсы расходуются нерационально, и в целом все это неблагоприятно влияет на экономику.

Описанная ситуация наглядно демонстрирует, что российский рынок электроэнергии пока не готов к кар­динальной либерализации, поскольку слишком зависим от государственного регулирования.

Существующее законодательство предоставило в распоряжение субъектов значительное количество правовых инструментов, позволяющих выстраивать рыночные отношения в сфере оборота электроэнергии таким образом, чтобы данная среда оставалась защищенной от внешних экономических и правовых воздействий. Однако участники рынка — вместо формирования прочной конструкции взаимосвязей и противопоставления ее неблагоприятным реалиям кризисной экономики — предпочли полностью отдать свою «судьбу» в руки государства.

Причина подобного поведения может быть только одна: игроки не доверяют рыночным механизмам регулирования и расценивают государственное вмешательство как более эффективный метод.

К сожалению, такое положение вещей прямо и косвенно вредит развитию страны. Государственное вмешательство в экономические взаимоотношения, как свидетельствует вся мировая практика, эффективно только в редких, исключительных случаях, таких как война, эпидемия или иные глобальные внешние факторы.

При этом государство вмешивается в экономику на макроуровне, устанавливая запреты или ограничения, которые, как правило, носят временный характер. В менее экстремальных условиях подобные инструменты не всегда способны обеспечить сохранение баланса экономических интересов различных сторон процесса.

Учитывая стратегическую значимость электроэнергии, государство в форс-мажорных ситуациях примет любые меры, чтобы обеспечить ее производство. Однако в нормальных условиях электроэнергетика — прежде всего бизнес.

Причем, казалось бы, бизнес беспроигрышный, поскольку электроэнергия всегда будет востребована, всегда будет покупаться. Но это не совсем так.

На уровне взаимоотношений между отдельно взятыми поставщиком и потребителем торговля развивается, пока сохраняется баланс интересов сторон.

Если он нарушается, один из участников может вовсе прекратить свое существование, тогда станет или некому продавать, или некому покупать.

Наиболее эффективным инструментом контроля баланса интересов субъектов рыночных взаимоотношений является договор.

Проблемы, возникшие сегодня между поставщиками и потребителями электроэнергии в условиях спада производства, могли бы и не возникнуть, если бы стороны заранее закрепили в договоре особую схему расчетов на случай проявления неблагоприятных экономических факторов.

К примеру, переход на оплату по одноставочному тарифу, если потребление в течение расчет­ного периода падает на 50%, а также варианты компенсации убытков.

Договор энергоснабжения, несмотря на ряд особенностей, обусловленных спецификой предмета, подчиняется общим принципам гражданского права, в том числе и принципу свободы договора.

Стороны в состоянии самостоятельно защитить свои интересы, создав эластичную договорную конструкцию, адаптируемую к любым рыночным ситуациям.

Разумеется, в договоре невозможно заранее предусмотреть все неблагоприятные события, однако вполне реально установить процедуру внесения изменений в контрактные условия, если их надлежащее исполнение по определенным причи­нам стало затруднительным.

Резюмируя вышеизложенное, следует подчеркнуть: электрическая энергия и мощность — настолько специфичные объекты права, что законодательство на существующем уровне его развития не всегда способно обеспечить надежное регулирование оборота этих товаров.

Сегодняшних методов ценообразования для либерализации рынка электроэнергии недостаточно. Рынок должен стать восприимчив к современным правовым механизмам.

Поэтому на данный момент договор является наилучшим инструментом, позволяющим обеспечить соблюдение баланса экономических интересов поставщиков электроэнергии и потребителей.

[1] Беляев Л.С., Подковальников С.В. Рынок в электроэнергетике: проблемы развития генерирующих мощностей. Новосибирск: Наука, 2004.

[2] См., например: Кирюхина Е.В. Электрическая мощность, как особый товар: Сб. Предпринимательское право. М., 2008; Репина А.А. Правовая природа генерирующей мощности // Законодательство. 2008. № 4

[3]О ходе реформирования ОАО РАО «ЕЭС России» // Информационный бюллетень ОАО РАО «ЕЭС России». 2006. № 32.

[4] См. п. 61 ПП РФ от 31.08.2006 № 530 «Об утверждении правил функционирования розничных рынков электрической энергии в переходный период реформирования электроэнергетики».

Источник: https://poisk.livejournal.com/379368.html

Специфика функционирования Оптового рынка электроэнергии

В силу специфики выбранной в России модели оптового рынка электроэнергии, как его структуры, так и принципов ценообразования, данные факторы существенно влияют на организацию работы всех участников оптового рынка, как продавцов и покупателей, так и его инфраструктурных организаций – НП «АТС» (коммерческий оператор), и ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» (технологический оператор).

Читайте также:  Стоит ли покупать часы из титана?

Выбранное для Российского оптового рынка ценообразование – является поузловым. Цена определяется для каждого узла расчетной модели ЕЭС России.

  • Узел расчетной модели – составная часть расчетной модели[3], соответствующая соединениям электрических сетей, описанных в расчетной модели и местам присоединения к ним потребляющих и(или) генерирующих объектов (при этом каждый генерирующий объект, присоединенный к сетям высокого напряжения, описывается в расчетной модели обособленно).
  • Для каждого субъекта ОРЭ в реестре участников, который ведет НП «АТС», регистрируется Группа точек поставки (ГТП), в соответствии с «Методикой формирования ГТП».
  • Группа точек поставки – определяемая Системным оператором и Администратором торговой системы совокупность нескольких точек поставки[4] участника оптового рынка, относящаяся к одному узлу расчетной модели и (или) к единому технологически неделимому энергетическому объекту.

Как правило, для одного потребителя вышедшего на ОРЭ самостоятельно или через энергосбытовую компанию формируется одна ГТП.

Количество ГТП может увеличиться до двух-трех в случае если энергопринимающее оборудование одного потребителя (завод) не имеет между собой электрических связей по «низу» (Рисунок 1).

Также для двух и более отдельных потребителей выводимых одной ЭСО на ОРЭ может быть сформирована одна ГТП, в случае если все точки поставки данных потребителей отнесены к одному узлу расчетной модели.

Группа точек поставки субъекта (участника) оптового рынка является основой экономических отношений на оптовом рынке, так как по группе точек поставки, внесеннойв расчетную модель, определяются плановые и фактические объемы отпуска/потребления электроэнергии, отклонения фактических объемов потребления электроэнергии от плановых значений, а, следовательно, и стоимость поставленной/потребленной электроэнергии с учетом стоимости отклонений.

  1. Учитывая, что ГТП является технологической основной, в том числе и для проведения расчета стоимости потребляемой/вырабатываемой электроэнергии, перед разработчиками Правил РРЭ стояла задача учесть данное обстоятельство в Правилах РРЭ.
  2. «Распаковка» региональных энергосистем
  3. Согласно планов и проектов реформирования электроэнергетики в целом и дочерних компаний РАО «ЕЭС России» в частности, региональные энергосистемы подлежат разделению по видам бизнеса:
  4. — Сбыт
  5. — Сети
  6. — Генерация
  7. Соответственно на рынке появляются новые участники, которые должны быть вписаны в существующую модель оптового рынка, согласно нормативно-правовых документов и регламентов ОРЭ.
  8. Энергосбытовые организации:
  9. Энергосбытовые организации становятся правопреемниками АО-энерго по договорам:
  10. 1. энергоснабжения с розничными потребителями;

2. на покупку электроэнергии с ОРЭ (трехсторонние и двусторонние соглашения с участием ЗАО «ЦФР»).

Для данных компаний должны быть зарегистрированы ГТП в реестре участников ОРЭ по которым для них должны производиться расчеты на ОРЭ.

В настоящий момент существует проблема регистрации ГТП для выделяемых АО-сбытов.

Зарегистрированные ранее за АО-энерго ГТП не могут быть перерегистрированы за АО-сбытами, так как точки поставки могут быть объединены в одну ГТП только в ряде случаев, определенных пунктом 2.1.5 Методики.

В соответствии с Методикой возможностью формирования одной ГТП наделяются только следующие организации, приобретающие электроэнергию с ОРЭ для ее последующей перепродажи розничным потребителям:

i. акционерные общества энергетики и электрификации;

ii. гарантирующие поставщики.

Соответственно количество ГТП для выделяемой ЭСО должно быть увеличено и должно соответствовать требованиям пункта 2.1.6. Методики, в котором вводятся следующие ограничения на возможность обладать одной ГТП:

  • 1) точки поставки и соответствующие им элементы электрооборудования, присоединенные к электрическим сетям различных энергосистем в соответствии с их технологическим и территориальным делением;
  • 2) точки поставки и соответствующие им элементы электрооборудования, связи между которыми не позволяют одновременно обеспечивать питание энергопринимающего оборудования или выдачу мощности генерирующего оборудования для всех элементов, предполагаемых к объединению в одну группу точек поставки, в ситуации, когда включена только одна любая из связей данного комплекса электрооборудования с внешними электрическими сетями (за исключением случаев, когда все точки поставки и соответствующее им электрооборудование могут быть отнесены только к одному узлу расчетной модели);
  • 3) точки поставки и соответствующие им элементы электрооборудования, между которыми имеются сетевые ограничения;
  • Но и в таком случае для выделяемого АО-сбыта отсутствует возможность зарегистрировать в реестре множество ГТП по следующим причинам:

Раз. Точка поставки, подлежащая включению в ГТП, согласно пункта 2.1.

1 Методики, должна располагаться «на границе (разделе) балансовой принадлежности сети субъектов рынка или организаций, в отношении которых этот субъект покупает/продает электрическую энергию на оптовом рынке, что подтверждается договорами между указанными лицами и субъектом оптового рынка».

«Такое подтверждение не требуется в отношении розничных потребителей, покупающих всю электроэнергию у акционерных обществ энергетики и электрификации или иных энергоснабжающих организаций, являющихся субъектами оптового рынка».

Если ранее АО-энерго являлось энергоснабжающей организацией, обладающей сетями, к которым были присоединены потребители, и точки поставки с оптового рынка переносились на «верх» (Рисунок 2), то после выделения юридического лица из состава АО-энерго и передаче ему всех договоров энергоснабжения, данная организация теряет статус энергоснабжающей, так как у нее отсутствуют в собственности сетевые объекты[5]. Соответственно точки поставки с оптового рынка для данной организации переносятся «вниз» (Рисунок 3) на границу балансовой принадлежности между потребителем и сетевой организацией, к сетям которой присоединено энергопотребляющее оборудования данного потребителя. В данном случае такой организацией является/становится АО-энерго, так как из нее в создаваемые юридические лица, согласно разделительного баланса, «уходят» все электроэнергетические активы не относящиеся к сетевым. Еще одним следствием отсутствия у выделяемой ЭСО статуса энергоснабжающей организации является обязательность предоставления в НП «АТС» при регистрации всех договоров энергоснабжения (купли/продажи) со своими потребителями.

Два.Формирование множества ГТП для АО-сбыта, в соответствии с требованиями Методики, также не возможно по причине не соответствия значения присоединенной мощности большинства ГТП потребления минимальному ограничению по совокупной присоединенной мощности в 4 МВА.

Три. Формирование множества ГТП для данной ЭСО также невозможно по причине нарушения требования пункта 2.1.4.

Методики, требующему установления взаимно однозначного соответствия совокупности включенных в ГТП точек поставки набору точек измерения.

В случае невозможности установления такого соответствия данная совокупность точек поставки не может использоваться в качестве ГТП на ОРЭ.

Необходимо отметить, что в настоящий момент для не распакованных АО-энерго ГТП сформированы в нарушении всех требований Методики в части действующих ограничений на возможность регистрации одной ГТП согласно пункта 2.1.6. В соответствии с данным пунктом для не распакованных АО-энерго необходимо сформировать за данными АО-энерго количество ГТП:

i. как минимум, равное количеству смежных субъектов ОРЭ (п.п.1 п.2.1.6);

ii. как максимум, равное количеству смежных субъектов ОРЭ плюс учесть сетевые ограничения в сетях региона (п.п.3 п.2.1.6).

Сетевые организации:

Согласно проектов реформирования сетевыми организациями становятся АО-энерго из которых были выделены прочие виды бизнеса. Согласно пункта 25[6] Постановления Правительства от 24 октября 2003 г.

№ 643 «О правилах оптового рынка электрической энергии (мощности) переходного периода» данные сетевые организации «обязаны заключить договор о присоединении к торговой системе оптового рынка» так как попадают под требования раздела XIII данного Постановления Правительства РФ (к примеру, пункт 68).

Для того чтобы заключить договор присоединения, необходимо выполнить все требования НП «АТС», в том числе и по формированию ГТП согласно Методики, чего не может быть осуществлено по причине отсутствия приборов учета, соответствующих требованиям НП «АТС», по внутреннему контуру сетей на границе балансовой принадлежности с энергопринимающими устройствами потребителей другого субъекта ОРЭ – выделенного АО-сбыта.

Генерирующие компании:

В процессе распаковки АО-энерго создаются региональные генерирующие компании, которым передаются генерирующие активы АО-энерго. В последствии данные компании должны войти в состав территориальных генерирующих компаний (ТГК) согласно проектов создания ТГК.

С момента создания данные компании также должны стать самостоятельными участниками отношений на оптовом рынке и продавать электроэнергию субъектам ОРЭ, потребителям или ЭСО.

Но необходимо помнить, что часть из данных генерирующих компаний (не ТГК) самостоятельно не смогут выдержать конкуренции на ОРЭ с более крупными станциями, так как по мимо прочих причин, себестоимость выработки большей части станций данных компаний очень высока.

Комментарий: Тенденции функционирования АО-сбытов и АО-генерации (ТГК)

В настоящий момент ОАО «РАО ЕЭС России» столкнулось с возникновением угрозы банкротства выделяемых АО-сбытов.

Это связано с возникающими у данных организаций кассовых разрывов от поступления денежных средств за оплату электроэнергии от потребителей.

Ранее проблема решалась через кредитование АО-энерго, в настоящий же момент отсутствует данная возможность. Это в первую очередь связано с отказом банков в выдаче кредитов по причине отсутствия активов у выделенных АО-энерго.

Следствием данных обстоятельств будет являться передача АО-сбытов создаваемым ТГК. АО-сбыты скорее всего будут функционировать не как независимые компании, а как «дочки» ТГК.

  1. Выводы
  2. РАО «ЕЭС России» столкнулось с невозможностью проведения распаковки АО-энерго, в полном соответствии с Правилами и регламентами ОРЭ. Что можно зафиксировать как системную проблему, требующую системного решения по одному из вариантов:
  3. — изменение Правил функционирования ОРЭ;
  4. — формирование Правил функционирования розничных рынков, обеспечивающих корректную распаковку АО-энерго.

Источник: https://megaobuchalka.ru/2/35784.html

Выход предприятия на Оптовый Рынок Электроэнергии и Мощности (ОРЭМ) — презентация

1 Выход предприятия на Оптовый Рынок Электроэнергии и Мощности (ОРЭМ)

2 Что такое ОРЭМ? ОРЭМ (оптовый рынок электроэнергии и мощности) – сфера обращения особых товаров (электрической энергии и мощности) в рамках Единой энергетической системы России, в границах единого экономического пространства РФ, 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.

  • 3 Цель выхода на ОРЭМ Сократить финансовые расходы предприятия на покупку электроэнергии и мощности.
  • 4 Требования к участникам ОРЭМ наличие АИИС КУЭ; регистрация ГТП в ОАО АТС; ограничения по присоединённой мощности; суммарная присоединенная мощность энергопринимающего оборудования в каждой группе точек поставки – не менее 750 кВА; суммарная присоединенная мощность 20 МВА.
  • 5 Варианты выхода на ОРЭМ «Частичный» участник 15% с ОРЭМ
  • 6 «Полный» участник 100% с ОРЭМ Варианты выхода на ОРЭМ
  • 7 Регистрация Групп Точек Поставки в ОАО «АТС» регистрация ГТП на АРСТЭМ; получение Статуса Субъекта ОРЭМ.

8 Этапы выхода на ОРЭМ 1.разработка и согласование соглашения об информационном обмене; 2.подготовка документов для получения тарифно-балансового решения ( для «полных» участников); 3.оформление и согласование документов, в ОАО «АТС» для получения статуса субъекта ОРЭМ; 4.

заключение договора на передачу электроэнергии(мощности) с Сетевой Компанией; 5.подписание дополнительного соглашения к действующему договору энергоснабжения (купли-продажи) между Гарантирующим поставщиком (энергосбытовой компанией) и потребителем (для «частичных» участников); 6.регистрация ГТП; 7.

получение допуска к торговой системе ОРЭМ; 8.подписание всех необходимых договоров.

9 АИИС КУЭ АИИС КУЭ – средство измерения, которое необходимо при измерении электроэнергии и мощности для расчетов на ОРЭМ. Основное назначение АИИС КУЭ – организация коммерческого учёта электроэнергии для работы на оптовом рынке и расчётов за электрическую энергию.

Читайте также:  Стоит ли покупать samsung galaxy s8 — плюсы и минусы покупки

АИИС КУЭ предназначена для: проведения измерений; сбора и обработки информации; хранения результатов измерений, информации о состоянии объектов и средств измерений; передачи полученной информации в интегрированную автоматизированную систему управления коммерческим учетом на оптовом рынке электроэнергии в автоматизированном режиме.

10 Преимущества АРСТЭМ Договоры с поставщиками позволят: выбрать оборудование; сравнить цены и технические характеристики оборудования.

11 Дополнительные сервисы: автоматизированный Информационный Комплекс «ЭнергоДОК»; бесплатное программное обеспечение для планирования почасового потребления. Преимущества АРСТЭМ

12 Преимущества АРСТЭМ Бесплатное предпродажное консультирование и подготовка подробного Технико-коммерческого предложения. В составе ТКП: расчет экономической эффективности от присутствия на ОРЭМ; структурная схема системы учета; этапы создания системы учета; перечень и стоимость оборудования, работ и услуг; перечень работ по регистрации групп точек поставки (ГТП).

13 Энерготрейдинг Энерготрейдинг – это услуга по купле- продаже электроэнергии и мощности на оптовом рынке электроэнергии и мощности.

14 Построение торговой стратегии. Сделки и торговые операции. Выгодные контракты на покупку – продажу электроэнергии и мощности по свободным двусторонним договорам. Помощь в планировании почасового потребления. Представление Ваших интересов при решении спорных правовых вопросов перед инфраструктурными организациями ОРЭМ и многое другое. Энерготрейдинг

15 Гарантия надёжности Необходимые лицензии для успешной реализации проектов на ОРЭМ. Лицензия на право проведения работ с использованием сведений, составляющих государственную тайну.

16 Преимущества работы на ОРЭМ с АРСТЭМ Гибкие схемы расчетов за электроэнергию, поставляемую с оптового рынка. Реализация комплекса услуг. Наличие в команде высококвалифицированных энерготрейдеров, аттестованных ОАО «АТС». Внедрение на предприятии бизнес-процесса, по покупке электроэнергии на ОРЭМ. Персональный менеджер.

17 Специальное предложение Скидка до 100% на регистрацию ГТП и гарантированное снижение стоимости создания АИИС КУЭ. Обучение специалистов в рамках договора – БЕСПЛАТНО. Выход предприятия на ОРЭМ

18 Новая услуга Расчет целесообразности присутствия вашего предприятия на ОРЭМ. !

19 19

Источник: http://www.myshared.ru/slide/41462

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

Источник: https://enholding.ru/services/orem

Ссылка на основную публикацию
Adblock
detector