Тарифный или расчетный уровень напряжения играет важнейшую роль при определении стоимости электроэнергии и мощности для потребителей. Что вообще такое физический уровень напряжения, а что такое уровень напряжения для применения тарифов на электроэнергию? Попробуем разобраться в этой статье.

Электрическая энергия, вырабатываемая на крупных электростанциях генераторами (АЭС, ГЭС, ТЭС) подается в электрические сети высокого, сверхвысокого или ультравысокого напряжения - 110, 220, 330, 500, 750 или даже 1150 кВ (киловольт). Далее по таким электрическим сетям электрическая энергия передается на значительные расстояния до понижающих подстанций. Принцип передачи электрической энергии с использованием электрических сетей высокого и сверхвысокого уровней напряжения позволяет значительно снизить потери электрической энергии при ее передаче на значительные расстояния.

Энергопринимающие устройства потребителей присоединены к электрическим сетям среднего и низкого уровня напряжения. Однако зачастую многие крупные производственные объекты (заводы и др) присоединены к электричесаким сетям высокого напряжения и такие потребители имеют на своем балансе собственные объекты электросетевого хозяйства (подстанции, кабельные и воздушные линии), понижающие уровень напряжения электроэнергии.

Как мы уже ранее неоднократно упоминали на нашем сайте, конечный тариф на электроэнергию для предприятий состоит из нескольких составляющих. В связи с тем, что уровень напряжения может меняться в процессе выработки и передачи электрической энергии потребителю, то поэтому составляющая конечной цены на электроэнергию для предприятий - тарифа на услуги по передаче электрической энергии также меняется в зависимости от уровня напряжения, на котором присоединён потребитель к электрическим сетям. Составляющая конечной цены на электроэнергию - тариф на услуги по передаче - составляет не менее 40% в конечном тарифе для предприятия. Следовательно, корректное определение расчетного уровня напряжения - очень важный момент для проведения правильных расчетов с поставщиками электроэнергии.

Выделяют несколько тарифных уровней напряжения электроэнергии:

Чем выше расчетный уровень напряжения потребителя, тем ниже применяемый поставщиком электроэнергии тариф на оказание услуг по передаче электрической энергии для расчета стоимости поставленной такому потребителю электрической энергии и мощности.

Следовательно, чем более высокий уровень напряжения в точке присоединения будет у потребителя, тем ниже будут его дальнейшие затраты на оплату электрической энергии поставщикам!

Поэтому правильное определение уровня напряжения играет важную роль для любого потребителя.

Изначально, расчетный (тарифный) уровень напряжения определяется в акте разграничения балансовой принадлежности сторон, который составляется сетевой компанией после окончания процедуры технологического присоединения к электрическим сетям . Затем, тарифный уровень напряжения согласовывается в договоре энергоснабжения между потребителем и поставщиком электроэнергии.

В связи с этим, в отношении новых объектов, еще не подключенных к электрической сети, перед подачей заявки на технологическое присоединение в электросетевую компания и подписанием договора о технологическом присоединении к электрическим сетям , необходимо внимательно рассчитать все возможные последствия по выбору точки присоединения к электрическим сетям, а также порядок выполнения технических условий на подключение к электросетям (за чей счет будут строиться и кто останется собственником объектов электросетевого хозяйства после подключения). От этого будет зависеть применяемый тарифный уровень напряжения и, соответственно, стоимость электроэнергии.

Кроме того, стоит отметить важность правильного отражения расчетного уровня напряжения в договоре энергоснабжения, заключаемом между потребителем и поставщиком электроэнергии.Если тарифный уровень напряжения в договоре энергоснабжения согласован неверно, то добиться перерасчета стоимости потребленной электроэнергии за предыдущие периоды будет очень проблематично для потребителя. Как правило, суды трактуют расчетный уровень напряжения электроэнергии как договорную величину и при принятии судебного решения отталкиваются о договора энергоснабжения.

Именно поэтому, от того, насколько Вы сможете правильно подать заявку на подключение к электрическим сетям и заключить договор энергоснабжения с энергосбытом , будет зависеть стоимость электрической энергии для Вашего предприятия, компании или организации.

Вопрос:

Могу ли я узнать по подробнее про диапазоны напряжения (ВН, СН1, СН2 и НН) и применяемые к ним тарифы

Ответ:

В соответствии с п. 44. Методических указаний по расчету регулируемых тарифов и цен на электрическую (тепловую) энергию на розничном (потребительском) рынке, утвержденных Приказом Федеральной службы по тарифам от 6 августа 2004 г. № 20-э/2, размер тарифа на услуги по передаче электрической энергии рассчитывается в виде экономически обоснованной ставки, которая в свою очередь дифференцируется по четырем уровням напряжения в точке подключения потребителя (покупателя, другой энергоснабжающей организации) к электрической сети рассматриваемой организации: на высоком напряжении: (ВН) 110 кВ и выше; на среднем первом напряжении: (СН1) 35 кВ; на среднем втором напряжении: (СН11) 20-1 кВ; на низком напряжении: (НН) 0,4 кВ и ниже.

Единые (котловые) тарифы на услуги по передаче электрической энергии по сетям на территории Калужской области установлены постановлением министерства конкурентной политики и тарифов Калужской области № 364-эк от 25 декабря 2010 года.

Задать вопрос

Уважаемые потребители!

Для обращения в компанию необходимо заполнить все поля нижеприведенной формы. Сообщения с неполной информацией, содержащие ложные сведения, ненормативную лексику, оскорбления в чей-либо адрес, призывы к нарушению действующего законодательства, а также вопросы, не входящие в компетенцию компании не рассматриваются. Ответы на анонимные вопросы и сообщения компания не предоставляет. Также не рассматриваются направленные через сайт рекламные предложения и просьбы об оказании благотворительной помощи. На вопросы, содержащие сведения, относящиеся к коммерческой тайне каких-либо организаций, а также касающиеся персональных сведений о лицах, не являющихся авторами вопросов, компания ответов не предоставляет. Обращаем Ваше внимание на необходимость точного написания вводимой информации, в частности, адреса, номера лицевого счета и адреса электронной почты. Направляя данное обращение на сайт компании, Вы даете согласие на обработку, хранение и раскрытие третьим лицам (привлекаемым для рассмотрения обращения) содержащихся в нем персональных данных в течение трех лет после прекращения договорных отношений на поставку электрической энергии (выполнение расчетов за электроэнергию) ОАО «Калужская сбытовая компания».

Важно: Поля, обозначенные знаком * , являются обязательными для заполнения.

(иногда «диапазон напряжения» или «тарифный уровень напряжения», или «тарифный уровень (диапазон) напряжения») – это понятие, используемое: 1. в тарифном регулировании – при установлении тарифов на передачу электроэнергии 2. в применении тарифов на передачу электроэнергии в расчётах за услуги по передаче электроэнергии По «уровням напряжения» тарифы дифференцируются, то есть различаются по величине. Чем выше «уровень напряжения» , тем ниже величина тарифа. Поэтому потребители стремятся подтвердить наиболее высокий «уровень напряжения». Понятие «уровень напряжения» в нормативно-правовых актах (далее по тексту – НПА) появляется и используется в контексте тарифообразования и тарифоприменения.

Согласно пункта 48 Правил недискриминационногодоступа к услугам по передаче электрической энергии и оказания этих услуг,утверждённых Постановлением Правительства РФ № 861 от 27.12.2004г. , (далее по тексту - ПНД) «тарифы на услуги по передаче электрической энергии устанавливаются в соответствии с Основами ценообразования в области регулируемых цен (тарифов) в электроэнергетике и Правилами государственного регулирования (пересмотра, применения) цен (тарифов) в электроэнергетике, с учетом пункта 42 настоящих Правил»

В соответствии с пунктом 42 ПНД «при установлении тарифов на услуги по передаче электрической энергии ставки тарифов определяются с учетом необходимости обеспечения равенства единых (котловых) тарифов на услуги по передаче электрической энергии для всех потребителей услуг, расположенных на территории соответствующего субъекта Российской Федерации и принадлежащих к одной группе (категории) из числа тех, по которым законодательством Российской Федерации предусмотрена дифференциация тарифов на электрическую энергию (мощность)».

Дифференциация тарифов на передачу электроэнергии по «уровням напряжения » установлена следующими НПА:

Основами ценообразования в области регулируемых цен (тарифов) в электроэнергетике, утвержденными Постановлением Правительства РФ от 29.12.2011 № 1178 "О ценообразовании в области регулируемых цен (тарифов) в электроэнергетике" (далее по тексту – Основы ценообразования)
Методическими указаниями по расчету регулируемых тарифов и цен на электрическую (тепловую) энергию на розничном (потребительском) рынке, утверждённых Приказом Федеральной службы по тарифам от 6 августа 2004 г. N 20-э/2 (далее по тексту – Двадцатая методика):

Пункт 81(1) Основ ценообразования гласит: «Единые (котловые) тарифы дифференцируются по следующим «уровням напряжения »:

высокое напряжение (ВН) - объекты электросетевого хозяйства (110 кВ и выше);
среднее первое напряжение (СН1) - объекты электросетевого хозяйства (35 кВ);
среднее второе напряжение (СН2) - объекты электросетевого хозяйства (20 - 1 кВ);
низкое напряжение (НН) - объекты электросетевого хозяйства (ниже 1 кВ).»

Пункт 44 Двадцатой методики устанавливает: «Размер тарифа на услуги по передаче электрической энергии рассчитывается в виде экономически обоснованной ставки, которая в свою очередь дифференцируется по четырем «уровням напряжения» :

на высоком напряжении: (ВН) 110 кВ и выше;
на среднем первом напряжении: (СН1) 35 кВ;
на среднем втором напряжении: (СН 11) 20 - 1 кВ;
на низком напряжении: (НН) 0,4 кВ и ниже»

Из указанных пунктов НПА также видно, что каждый «уровень напряжения» имеет свои напряжения, которые к нему относятся:

к уровню напряжения – высокое напряжение (ВН) относятся напряжения от 110кВ и выше (т.е. 150кВ и т.д.)
к уровню напряжения – среднее первое напряжение (СН1) относится только одно напряжение - 35 кВ
к уровню напряжения – среднее второе напряжение (СН2) относятся напряжения, значения которых попадают в диапазон: 20-1 кВ, т.е. – это 1 кВ, 6 кВ, 10 кВ, 20 кВ и др.
к уровню напряжения – низкое напряжение (НН) относятся напряжения, значения которых 0,4 кВ и ниже (например, 220 В, 150 В и др.)

По уровням напряжения также дифференцируются предельные уровни нерегулируемых цен на электроэнергию, включающие в себя тариф на передачу электроэнергии. Это можно увидеть из формы публикации данных о предельных уровнях нерегулируемых цен на электрическую энергию (мощность) и составляющих предельных уровней нерегулируемых цен на электрическую энергию (мощность), установленной Приложением к Правилам определения и применения гарантирующими поставщиками нерегулируемых цен на электрическую энергию (мощность), утверждённым Постановлением Правительства РФ от 29.12.2011 № 1179 "Об определении и применении гарантирующими поставщиками нерегулируемых цен на электрическую энергию (мощность)" (далее по тексту - Правила определения нерегулируемых цен)

Таким образом, понятия «напряжение» и «уровень напряжения» не тождественны. Это разные понятия. Но их часто путают, особенно при определении величины тарифа на передачу электроэнергии, по которому подлежит оплата оказанных территориальными сетевыми организациями (далее по тексту – ТСО) услуг по передаче. Это происходит ещё из-за того, что путаются понятия «фактический уровень напряжения» и «фактическое напряжение».

Понятия «фактический уровень напряжения» и «фактическое напряжение» - это разные понятия

Для определения величины тарифа на передачу электроэнергии важно установить на каком «фактическом уровне напряжения» подключён потребитель электроэнергии. Не на каком «фактическом напряжении », а на каком «фактическом УРОВНЕ напряжения ». Это не одно и тоже.

Эти понятия становятся, практически тождественными при ситуации, когда граница балансовой принадлежности потребителя находится НЕ на ИСТОЧНИКЕ ПИТАНИЯ.

В этом случае за «напряжение », относящееся к соответствующему «уровню напряжения », принимают «фактическое напряжение » ЭПУ потребителя в точке подключения к объектам электросетевого хозяйства ТСО.

То есть «фактическое напряжение» ЭПУ совпадает с «напряжением», которое относится к тому или иному «уровню напряжению». «Фактическое напряжение » ЭПУ потребителя в точке подключения к объектам электросетевого хозяйства ТСО ПРЕДОПРЕДЕЛЯЕТ «фактический УРОВЕНЬ напряжения», используемый для выбора величины тарифа на передачу электроэнергии.

Например, если у вас «фактическое напряжение» ЭПУ в точке подключения к объектам электросетевого хозяйства ТСО составляет 6кВ, и эта точка подключения находится НЕ на источнике питания, то напряжение, относящееся к соответствующему «уровню напряжения », будет тоже 6 кВ. Поэтому, «уровень напряжения» будет «средним вторым» (СН2), так как напряжение ЭПУ полностью совпадает с напряжением, относящимся ко второму «уровню напряжения» (СН2). Отсюда, ваш «фактический уровень напряжения», на котором подключены ваши ЭПУ к объектам электросетевого хозяйства ТСО, будет полностью определяться указанным выше совпадением «напряжений»: напряжения ЭПУ и напряжения, относящегося к соответствующему «уровню напряжения ».

Совсем иная ситуация, когда граница балансовой принадлежности потребителя находится на ИСТОЧНИКЕ ПИТАНИЯ.

При определении фактического уровня напряжения необходимо учитывать, где находится граница балансовой принадлежности: на «источнике питания» или нет?

Когда ГБП потребителя находится на ИСТОЧНИКЕ ПИТАНИЯ , определение «фактического уровня напряжения», на котором подключены ЭПУ потребителя к объектам электросетевого хозяйства ТСО, производится НЕ по фактическому напряжению ЭПУ потребителя, а по фактическому значению питающего (высшего) «напряжения» центра питания (подстанции).

То есть «фактический уровень напряжения» ПРЕДОПРЕДЕЛЯЕТСЯ фактическим питающим (высшим) напряжением источника питания, а не фактическим напряжением ЭПУ потребителя в точке подключения к объектам электросетевого хозяйства ТСО. В такой ситуации для нас важно не какое фактическое напряжение ЭПУ потребителя, а какое фактическое питающее (высшее) напряжение источника питания. Напряжение ЭПУ потребителя, в этом случае вообще не участвует в определении «фактического уровня напряжения», на котором подключены ЭПУ потребителя к объектам электросетевого хозяйства ТСО, используемого в дальнейшем для выбора величины тарифа на передачу электроэнергии.

Теперь мы должны:

1. соотносить фактическое питающее (высшее) «напряжение» источника питания с «напряжением», относящимся к соответствующему «уровню напряжения »

2. определять «фактический уровень напряжения» по совпадению этих двух напряжений.

Например, если у вас «фактическое напряжение» ЭПУ в точке подключения к объектам электросетевого хозяйства ТСО составляет 6кВ, и эта точка подключения находится на источнике питания, то мы забываем про «фактическое напряжение» ЭПУ.

Сразу же переходим к определению фактического питающего (высшего) напряжение источника питания. Смотрим, что у нас за источник питания? какое высшее напряжение приходит на него? Допустим, у нас источник питания – это подстанция 110/6кВ. Это означает, что на таком источнике питания происходит преобразование напряжения (трансформация) со 110 кВ на 6 кВ. Отсюда, фактическим питающим (высшим) напряжением источника питания является напряжение 110 кВ.

А раз фактическое питающее (высшее) напряжение источника питания составляет 110 кВ, то напряжение, относящееся к соответствующему «уровню напряжения », будет тоже 110 кВ. Поэтому, «фактический уровень напряжения» будет «высоким напряжением» (ВН), так как фактическое питающее (высшее) напряжение источника питания полностью совпадает с напряжением, относящимся к высокому «уровню напряжения» (ВН). Отсюда, ваш «фактический уровень напряжения», на котором подключены ваши ЭПУ к объектам электросетевого хозяйства ТСО, будет полностью определяться указанным выше совпадением «напряжений»: питающего (высшего) напряжения источника питания и напряжения, относящегося к соответствующему «уровню напряжения ».

Таким образом, из сказанного следует, что для определения «фактического уровня напряжения» предопределяющего величину тарифа на передачу электроэнергии, сначала необходимо устанавливать, где находится граница балансовой принадлежности:

Не на источнике питания
Или на источнике питания

В первом случае, за напряжение, относящееся к соответствующему «уровню напряжения », надо принимать фактическое напряжение ЭПУ потребителя в точке подключения к объектам электросетевого хозяйства ТСО.

Во второму случае, за напряжение, относящееся к соответствующему «уровню напряжения », надо принимать фактическое питающее (высшее) напряжение источника питания, на котором находится ГБП потребителя.

Это вытекает из следующих НПА:

· абзац 3 пункта 15(2) ПНД гласит:

· пункт 45 Двадцатой методики устанавливает: «При расчете тарифа на услуги по передаче электрической энергии за уровень напряжения принимается значение питающего (высшего) напряжения центра питания (подстанции) независимо от уровня напряжения, на котором подключены электрические сети потребителя (покупателя, ЭСО), при условии, что граница раздела балансовой принадлежности электрических сетей рассматриваемой организации и потребителя (покупателя, ЭСО) устанавливается на: выводах проводов из натяжного зажима портальной оттяжки гирлянды изоляторов воздушных линий (ВЛ), контактах присоединения аппаратных зажимов спусков ВЛ, зажимах выводов силовых трансформаторов со стороны вторичной обмотки, присоединении кабельных наконечников КЛ в ячейках распределительного устройства (РУ), выводах линейных коммутационных аппаратов, проходных изоляторах линейных ячеек, линейных разъединителях»

На основе всего выше сказанного, можно построить ниже приведённую матрицу определения «фактического уровня напряжения», применяемого в дальнейшем для идентификации величины тарифа на услуги по передаче электроэнергии:

Из этой матрицы наглядно видно:

1. как будет меняться «фактический уровень напряжения» в зависимости от того где находится граница балансовой принадлежности: на источнике питания или нет

2. как «фактический уровень напряжения» зависит или НЕ зависит от фактического напряжения ЭПУ потребителя в точке подключения к объектам электросетевого хозяйства ТСО. В первом случае напрямую зависит, во втором никак не зависит.

Алгоритм определения применяемой для расчётов величины тарифа на передачу электроэнергии, при непосредственном подключении ЭПУ потребителя к объектам электросетевого хозяйства ТСО

Описанная выше логика, нам нужна, чтобы решить всего одну следующую задачу:

Идентифицировать величину тарифа на передачу электроэнергии, для дальнейшего его применения в расчётах между ТСО и потребителем услуг по передаче электроэнергии в рамках договора энергоснабжения с энергосбытовой организацией (далее по тексту – ЭСО) или в рамках прямого договора оказания услуг по передаче электроэнергии с ТСО.

Целевой результат выполнения данной задачи: Правильно идентифицированная по тарифному меню ТСО величина тарифа на передачу электроэнергии.

Решается эта задача по следующему алгоритму:

Приведённый выше алгоритм касается только той ситуации, когда энергопринимающие устройства потребителя непосредственно подключены к объектам электросетевого хозяйства ТСО, и к ним применяются:

1. для ситуации когда «ГБП на источнике питания » положения абзаца 3 пункта 15(2) ПНД: «если граница раздела балансовой принадлежности объектов электросетевого хозяйства сетевой организации и энергопринимающих устройств … потребителя … установлена на объектах…, на которых происходит преобразование уровней напряжения (трансформация), принимается уровень напряжения, соответствующий значению питающего (высшего) напряжения указанных объектов …»

2. для ситуации когда «ГБП НЕ на источнике питания » положения части первой абзаца 5 пункта 15(2) ПНД, которые звучат так: «в иных случаях принимается уровень напряжения, на котором подключены энергопринимающие устройства и (или) иные объекты электроэнергетики потребителя электрической энергии (мощности)»

Сегодня в России действуют Правила функционирования розничных рынков электрической энергии, утвержденные Постановлением Правительства РФ №442 от 04.05.2012г.

Согласно правилам, существует 6 тарифов или как называется по-другому – ценовых категорий. И любое предприятие имеет право выбора нужной ценовой категории с учетом некоторых ограничений, о которых пойдет речь ниже.

Вторая ценовая категория подразумевает дифференцированный учет электроэнергии по зонам суток. Существует двухзонный учет: день/ночь и трехзонный: день/ночь/пик. Для оплаты электроэнергии по данным тарифам должны использоваться многотарифные электросчетчики.

Эти 2 ценовые категории всем известны, т.к. существую давно. Но очень часто они оказываются не выгодными. Экономия скрывается в тарифах с почасовым учетом электроэнергии – это с 3 по 6 ценовые категории.

как устроен розничный рынок электрической энергии;
что такое приборы почасового учета электроэнергии;
в чем разница между одноставочными и двухставочными тарифами.

Розничный рынок электроэнергии

Для начала рассмотрим участников розничного рынка электроэнергии:

Генерирующие компании – которые вырабатывают электроэнергию.

Сетевые компании – которые транспортируют электроэнергию от генерирующих компаний до потребителей. Для краткости мы будем называть их СО.

Потребители – которых можно разделить на 2 большие группы – предприятия (прочие потребители) и население (приравненные к населению).

Сбытовые компании – это организации, наделенные правом реализации электрической энергии потребителям. У других участников таких прав нет, а если и есть, то сильно ограничены. Основной вид сбытовой компании – это Гарантирующие поставщики , которых для краткости будем называть ГП. ГП обязаны продавать электроэнергию, любому обратившемуся потребителю, при наличии законного присоединения к электрической сети. Каждый ГП действует на определенной территории. Территории разных ГП не пересекаются. В регионе (области) может быть несколько ГП, но обязательно с определенными территориями действия. Остальные сбытовые компании являются независимыми (НСО), они конкурируют друг с другом и могут работать на любой территории. НСО могут не заключать договоры с потребителями, которые им «не понравятся» и в основном берут надежных и платежеспособных потребителей. Тарифы НСО устанавливает свои. Обычно они меньше, чем у ГП.

Упрощено процесс подачи электрической энергии потребителю на розничном рынке можно представить так:

Фактически потребитель «не видит» никого, кроме Гарантирующего поставщика и той Сетевой организации, от которой он непосредственно запитан. Ему все равно, где вырабатывается электроэнергия и сколько во всей цепочке сетевых организаций (а их может быть множество).

Потребитель просто заключает договор энергоснабжения с ГП и Акт разграничения балансовой принадлежности (АРБП) с сетевой организацией. Все вопросы, связанные с поставкой электрической энергии, берет на себя ГП, который непосредственно не участвует в процессе поставки электроэнергии, но берет на себя все взаимоотношения со всеми участниками, присутствующими в цепочке.

И вполне логично, что все участники хотят получить оплату за свои услуги. Все их затраты включаются в конечный тариф, по которому платит потребитель.

Таким образом конечный тариф состоит из двух основных составляющих:

Плата за электроэнергию , которая включает в себя выработку электроэнергии (генерация) и сбытовую надбавку (вознаграждение ГП)
Плата за услуги по передаче электрической энергии , которая включает в себя оплату услуг сетевых организаций.

Если разложить конечный тариф по частям, то можно увидеть следующую картину:

Отсюда видно, что на сбытовую надбавку приходится малая часть тарифа. Именно за эту часть борются НСО, когда переманивают к себе от ГП потребителей. На это соглашаются только крупные потребители с миллионными месячными платежами. Более мелким потребителям переходить к НСО не столь интересно.

С учетом того, что потребитель не привязан к ГП и может перейти к НСО, деятельность сбытовых организаций считается конкурентной! Также конкурентная деятельность и у генерирующих компаний, т.к. электроэнергию можно приобрести на любой из множества электростанций, связанных одной сетью. Конкурентный рынок является нерегулируемым. Это значит, что тарифы являются свободными и диктуются законами рынка.

А вот деятельность сетевых организаций является монопольной, т.к. сеть всего одна, и как правило, потребитель не может выбрать через какую сеть он будет получать электроэнергию. Таким образом, это регулируемый вид деятельности, законы рынка для монополистов не действуют, поэтому в каждом регионе есть тарифные регуляторы (агентства или комитеты по тарифам), которые устанавливают тарифы на передачу электрической энергии. Эти тарифы фиксированные и устанавливаются на полугодия: с 01 января по 30 июня и с 01 июля по 31 декабря.

Теперь расскажем о том, как выстраиваются договорные отношения по приобретению электроэнергии.

Потребитель может заключать договоры энергоснабжения с ГП, и оплачивать электроэнергию, включающую обе ставки: плату за электроэнергию и плату за услуги по передаче. В этом случае ГП берет на себя все взаимоотношения с СО по передаче электроэнергии до потребителя.

Или потребитель вправе заключить 2 отдельных договора: с ГП – договор купли продажи и с СО – договор оказания услуг по передаче электроэнергии.

В денежном отношении разницы нет – в сумме по двум договорам будет такой же платеж, как и по единому договору энергоснабжения.

Пример:

У потребителя был договор энергоснабжения с ГП, по которому он платил 6,5руб. за киловатт-час.

Потребитель решил перейти на прямой договор с СО. Теперь он будет платить:

ГП по договору энергоснабжения 3 руб. за киловатт-час;

СО по договору на передачу 3,5 руб. за киловатт-час.

Сейчас наблюдается тенденция по разделению договоров. Связано это в первую очередь с тем, что на рынке между ГП и СО возникают частые конфликты из-за неплатежей. Поэтому СО усиленно предлагают потребителям перейти на прямые договорные отношения по услугам на передачу электроэнергии.

Почасовой учет электроэнергии

Для оплаты по ценовым категориям с третей по шестую должны быть использованы электросчетчики почасового учета электроэнергии. Их также называют интервальными приборами учета. Это обычные цифровые приборы учета, но с наличием встроенной памяти, в которую записываются архивы потребления электрической энергии (мощность, усредненная за каждый час, полчаса, 15 минут или чаще). По-другому такие архивы называются – Профили мощности. Понятно, что для расчета по таким счетчикам недостаточно снимать только показания, требуется еще и скачивать профили мощности, а для этого нужны специальные программы. Есть 2 типа таких программ: это конфигураторы, заточенные под счетчики определенного производителя, или системы сбора данных, которые по-другому называются АСКУЭ (Автоматизированная система коммерческого учета электроэнергии) или АИИС КУЭ (Автоматизированные информационно-измерительные системы коммерческого учета электроэнергии). Мы для краткости будем называть их АСКУЭ.

АСКУЭ поставляются, как производителями электросчетчиков, так и сторонними разработчиками.

Любая АСКУЭ позволяет собирать данные удаленно с помощью модемов, которые бывают встроены в электросчетчик, или наружного исполнения. На предприятиях сегодня используются в основном GPRS-модемы, которые передают данные по сетям сотовой связи через Интернет (по типу того, как в смартфоне работает интернет).

Для возможности подключения модема у счетчика должен быть цифровой интерфейс. Интервальные счетчики почти всегда имеют цифровой интерфейс.

Если вы не знаете интервальный или интегральный у вас счетчик, просто ответьте на вопросы: счетчик старого типа или современный? Счетчик с цифровым табло или с механическим? При ответах: старого типа с механическим табло, знайте, что это интегральный счетчик и он почасовой учет не обеспечит. Его нужно будет заменить.

Чаще всего мы сталкиваемся со счетчиками марки Меркурий. Если у вас такой счетчик, обратите внимание, что в маркировке есть буква «P». Например, Меркурий 230 ART-01 RN нас не устроит, а Меркурий 230 ART-01 PQRSIDN сгодится, хоть и выглядят они одинаково.

Одноставочные и двухставочные тарифы. В чем разница?

Как уже было сказано, тариф на электроэнергию состоит из двух основных составляющих: плата за электроэнергию и плата за услуги по передаче электроэнергии.

В свою очередь эти составляющие могут быть одноставочными или двухставочными.

Одноставочные тарифы включают в себя плату только за энергию, а двухставочные – плату за энергию и плату за мощность. В чем между ними разница, если рассматривать их не с точки зрения физики, а как тарифные параметры.

Энергия (W) – учитывается электросчетчиками за любой период времени, и рассчитывается, как разность между конечным и начальным показаниями. Энергия измеряется в киловатт-часах (кВтч)

Мощность (P) – по сути та же энергия, но учтенная за каждый час в отдельности. Мощность может постоянно меняться в зависимости от подключенной нагрузки, поэтому в приборах почасового учета мощность усредняется за определенный промежуток времени (час, полчаса, 15 минут, …) и хранится во внутренней памяти счетчика. При расчетах за электроэнергию значение мощности усредняется за каждый час. Мощность измеряется в киловаттах (кВт).

На схеме представлены все ставки по тарифу:

Здесь видно, что мощности при расчетах берутся разные: в ставке на электроэнергию – генераторная мощность, а в ставке на передачу – транспортная мощность.

Имеются различия в расчете этих мощностей:

Генераторная мощность определяется как среднее арифметическое из величин мощности, определенных в рабочие дни месяца в часы пиковой нагрузки Гарантирующего поставщика.

Транспортная мощность определяется как среднее арифметическое из максимальных величин мощности, определенных в рабочие дни месяца в часы пиковой нагрузки, установленные Системным оператором.

Часы системного оператора заранее известны. Они публикуются на целый год вперед, поэтому заранее известно в какие часы будет рассчитана транспортная мощность.

А с генераторной мощностью сложнее, т.к. пиковые часы гарантирующего поставщика заранее не публикуются. Они становятся известны только в следующем месяце.

Для наглядности, давайте рассмотрим график потребления за один день:

Следует учесть одно, что в течение рабочего дня есть только один час пиковой нагрузки ГП и он находится всегда в пределе часов пиковой нагрузки, установленных Системным администратором.

Если при расчетах используется двухставочный тариф одновременно при платежах за электроэнергию и за услуги по передаче, то такой тариф называется трехставочным. Это связано с тем, что тариф будет состоять из трех ставок: энергия (W), транспортная (Pт) и генераторная (Pг) мощности.

Также следует учесть, что предприятие не может выбрать двухставочный тариф по передаче, если оставит одноставочный при платежах за энергию.

Давайте теперь разберем на конкретном примере. Вот таблица с почасовым потреблением:

При расчете транспортной мощности (Pт) нас интересуют только определенные часы. Это часы пиковой нагрузки, установленные Системным администратором, и они в таблице выделены жёлтым цветом.

Мы определяем максимальные значения транспортной мощности по каждому дню только в эти часы, и сводим их в столбец «Pт». Затем остается только посчитать среднее значение за весь месяц, которое в нашем случае равно 10,81кВт.

Часы пиковой нагрузки ГП выделены оранжевым цветом. Это всего 1 час в течение каждого рабочего дня. Его значение выведено в столбец «Pг». Также считаем среднее значение за месяц, и получаем генераторную мощность равной 9,29кВт.

Мы видим, что мощности в выходные дни и за пределами часов пиковой нагрузки в расчетах никак не участвуют. Значит сколько бы киловатт в эти часы предприятие не потребляло, это не попадет в расчет транспортной и генераторной мощности.

Вывод: если предприятие платит по трехставочному тарифу и не станет потреблять энергию по рабочим дням в часы пиковой нагрузки, то тарифные ставки за мощность обнулятся, и предприятие заплатит только за энергию и очень сильно сэкономит. Зачастую энергия в трехставочном тарифе в 2,5 раза дешевле, чем в одноставочном.

Почасовые тарифы (3-6 ценовые категории)

Все почасовые тарифы подразумевают двухставочный учет электроэнергии, т.е. когда помимо энергии в расчетах фигурирует мощность.

Таким образом,

Электроэнергия по третьей и четвертой ценовым категориям предъявляется к оплате по факту без предварительного планирования электропотребления. А пятая и шестая ценовые категории предусматривают планирование. При планировании потребитель должен заранее направить гарантирующему поставщику почасовой план потребления. Ставка за энергию на этих ценовых категориях снижена, но при нарушении этого плана более чем на 2% в сторону увеличения или снижения появляются дополнительные платежи за отклонения. Таким образом, переходя с третей на пятую ценовую категорию, или с четвертой на шестую, можно экономить только при условии точного планирования, что далеко не всегда возможно.

Теперь нужно разобраться с тем, какие еще параметры могут повлиять на цену и что может повлиять на выбор ценовых категорий.

Для начала посмотрим на карту России.

Ценовые зоны

Большинство регионов России относятся к ценовым или неценовым зонам.

В ценовых зонах есть конкуренция между участниками оптового рынка электроэнергии. Таких зон две:

Первая ценовая зона (Европейская часть России и Урал)
Вторая ценовая зона (Сибирь)

Но есть регионы, где конкуренция ограничена, вследствие незначительной пропускной способности объектов сетевого хозяйства. Такие регионы относятся к неценовым зонам. Здесь технологически невозможно внедрить рыночные механизмы ценообразования. Сюда относятся Архангельская и Калининградская области, Республика Коми и регионы Дальнего Востока (Южно-Якутский район Республики Саха (Якутия), Приморский край, Хабаровский край, Амурская область, Еврейская автономная область).

В малонаселенных районах (Новая земля, Сахалин, северная часть Сибири и Дальнего востока) оптового рынка электроэнергии нет вообще, там существуют лишь разрозненные изолированные энергосистемы.

Чтобы учесть все факторы, влияющие на цену электроэнергии нужно учитывать к ценовой или неценовой зоне относится регион, в котором находится ваше предприятие.

Тарифные параметры

Вполне логично, что мощные потребители, которые берут много электрической энергии должны получать ее по сниженной стоимости. Поэтому существует 4 группы потребителей в зависимости от максимальной присоединенной мощности:

Первая группа - от 10МВт
Вторая группа - от 670кВт до 10МВт
Третья группа - от 150кВт до 670 кВт
Четвертая группа - до 150кВт

С 2012 года все мощные потребители (первой и второй группы) принудительно переведены на почасовой учет. Такие потребители в ценовых зонах не могут выбрать ни первую, ни вторую ценовую категории. А в неценовых зонах они могут оплачивать электроэнергию только по четвертой или шестой ценовым категориям.

По уровням напряжения также есть градация потребителей:

ГН – потребители, присоединенные непосредственно от генерирующей компании;
ВН – присоединение на сетях 110кВ и выше;
СН1 – присоединение на сетях от 35кВ, но не более 110кВ;
СН2 – присоединение на сетях от 1кВ, но не более 35кВ;
НН – присоединение на сетях до 1кВ.

Чем выше уровень напряжения, тем ниже тариф. Связано это с тем, что на низких уровнях напряжения выше потери электроэнергии, а также возникают существенные потери при трансформации на пониженное напряжение.

Чтобы увидеть разницу, приведем тарифы по I ценовой категории для потребителей мощностью до 150кВ в Москве:

Уровень напряжения	ВН	СН1	СН2	НН
Тариф, руб./кВтч	3,34	3,80	4,02	4,43

Уровень напряжения определяется на границе балансовой принадлежности (указана в АРБП).

Как перейти на другую ценовую категорию

Есть ограничения, связанные с выбором ценовой категории. Увы, но перейти на выгодный тариф в любое время года бывает невозможно. Приходится дожидаться следующего года.

Порядок смены тарифа предусмотрен в Правилах функционирования розничных рынков электрической энергии утвержденных ПП РФ от 04.05.2012г. №442. В п.97 Правил сказано, что потребители осуществляют выбор ценовой категории самостоятельно посредством уведомления гарантирующего поставщика в течение 1 месяца с даты принятия решения об установлении тарифов на услуги по передаче электрической энергии в своем регионе. При этом выбранная ценовая категория применяется для расчетов с даты введения в действие указанных тарифов на услуги по передаче электрической энергии.

В этом же пункте сказано, что изменение ценовой категории осуществляется путем направления уведомления гарантирующему поставщику за 10 рабочих дней до начала расчетного периода, с которого предполагается изменить ценовую категорию. При этом изменение уже выбранного на текущий период регулирования варианта расчета за услуги по передаче электрической энергии не допускается.

Таким образом возникает сумятица, когда же нужно поставить ГП в известность о выборе ЦК: за 10 рабочих дней до начала расчетного периода, или в течение 1 месяца с момента утверждения тарифов на передачу. Ответ прост – нужно смотреть изменяется ли вариант расчета за услуги по передаче электроэнергии. Если нет – за 10 дней и переход возможен в любой месяц года, если да – в течение 1 месяца и только один раз в год.

Подытожим: переход с I, II, III, V ценовых категорий (одноставочный тариф на передачу) на IV и VI ценовые категории (двухставочный тариф на передачу) возможен только лишь раз в год в течение 1 месяца с момента утверждения тарифов на передачу электроэнергии. Тарифы на передачу устанавливаются на год вперед, и постановление об их утверждении выходит обычно с 20 по 31 декабря каждого года. Т.е. у потребителей есть всего месяц, чтобы проанализировать какой тариф теперь для них будет выгодным и заявиться на этот тариф.

А в течение года возможен переход хоть каждый месяц в пределах I, II, III и V ценовых категорий. Также можно ежемесячно скакать с IV на VI ценовые категории и обратно.

Памятка по терминам

Акт разграничения балансовой принадлежности (АРБП) – документ, который потребитель заключает с Сетевой организацией. Любой потребитель имеет свою электросеть, за которую он отвечает. Эта сеть должна быть присоединена к сети Сетевой организации. Поэтому в АРБП устанавливается место, где фактически осуществлено данное присоединение, и кто за что отвечает. Также там устанавливается размер потерь электрической энергии, предъявляемых к оплате потребителю дополнительно, максимальная разрешенная мощность электропотребления и уровень напряжения в месте разграничения сетей. Иногда потребитель присоединен к сети другого потребителя, а не Сетевой организации. Такое присоединение называется опосредованным .

Гарантирующие поставщики (ГП) – организации, обязанные заключить договоры энергоснабжения с любым, обратившимся к нему потребителем, подключенным к электросети на законных основаниях. По сути ГП является сбытовой компанией, которая продает электрическую энергию потребителям, закупая ее в генерирующих компаниях или на оптовом рынке электрической энергии.

Двухставочный тариф – тариф, при котором оплачивается не только энергия, но и мощность.

Интегральные приборы учета – обычные счетчики. Электроэнергия по ним рассчитывается, как разность между конечными и начальными показаниями.

Интервальные приборы учета – это счетчики, которые осуществляют учет электрической энергии с определенными интервалами (1 час, 30мин, 15мин, …). По другому их называют приборами почасового учета.

Модемы – устройства, которые позволяют удаленно считывать данные со счетчиков. Мы используем в основном передачу данных через GPRS-модемы , которые передают данные со счетчиков через мобильный интернет. К одному модему можно подключить несколько электросчетчиков. Все счетчики подключаются к модему проводами связи через цифровой интерфейс (например, RS-485 ).

Неценовые зоны – регионы России, в которых есть ограничения конкурентности на рынке электроэнергии, обусловленные с неразвитой инфраструктурой связи с оптовым рынком. По сути, оптовый рынок делает доступным закупку электроэнергии у дешевых источников электроэнергии (АЭС, ГЭС). Но не все регионы России могут закупать там электроэнергию, т.к. проложены слабые сети. Как раз такие регионы относятся к неценовым зонам.

Одноставочный тариф – тариф, при котором оплачивается только потребленная электроэнергия. Платежи за мощность отсутствуют.

Прочие потребители – все потребители, не относящиеся к категории население. Т.е. это предприятия, организации, учреждения, индивидуальные предприниматели.

Сетевые компании (СО) – организации, осуществляющие передачу электроэнергии по электрическим сетям. Это компании, которые владеют трансформаторными подстанциями кабельными и воздушными линиями.

Трехставочный тариф – тариф, при котором происходит оплата за электроэнергию, а также генераторную и транспортную мощности. По сути – это четвертая ценовая категория. В неценовых зонах, долгое время не было понятий ценовых категорий, поэтому тут понятие трехставочного тарифа укрепилось у энергетиков.

Ценовые зоны – регионы России, в которых рынок электроэнергии считается конкурентным.

Принятые сокращения

АРБП – Акт разграничения балансовой принадлежности.

АСКУЭ – автоматизированная система коммерческого учета электроэнергии.

ГП – гарантирующий поставщик.

НСО – независимые сбытовые компании.

СО – сетевая организация.

ЦК – ценовые категории.

От того, как потребитель подключен к внешней электрической сети, зависит по какому уровню напряжения потребитель будет оплачивать услуги по передаче электрической энергии (отдельно или в составе выбранной для расчетов с гарантирующим поставщиком ), а следовательно и величина затрат на оплату и .

Законодательство предусматривает четыре тарифных уровня напряжения:
— Высокое напряжение (ВН) — 110 кВ и выше;
— Среднее напряжение 1 (СН1) — 35 кВ;
— Среднее напряжение 2 (СН2) — от 1 до 20 кВ;
— Низкое напряжение (НН) — 0,4 кВ.

Тарифы на услуги по передаче электроэнергии по региональным электрическим сетям устанавливаются с разбивкой по вышеописанным уровням напряжения. Чем выше уровень напряжения, тем ниже тариф.

Если потребитель подключен к сетям ПАО «ФСК ЕЭС» он оплачивает услуги по передаче по тарифам ФСК, которые значительно ниже, чем тарифы региональных электрических сетей.
Если потребитель подключен непосредственно к подстанции, для расчетов за услуги по передаче принимается наивысший уровень напряжения подстанции.

Про опосредованное присоединение к сетям сетевой организации через энергоустановки производителей электрической энергии (так называемый уровень напряжения ГН), лиц не оказывающих услуги по передаче электроэнергии, а также бесхозные сети можно прочитать .

Рассмотрим несколько наиболее распространенных вариантов технологического присоединения:
Вариант 1. ЛЭП 10 кВ (подключение на опоры);
Вариант 2. Подстанция 35/6 кВ;
Вариант 3. Подстанция 110/10 кВ;
Вариант 4. Подстанция 220/110/10 кВ.

Подключившись к ЛЭП 10 кВ (Вариант 1) потребитель будет оплачивать услуги по передаче по тарифу СН2.
По варианту 2 к ПС 35/6 кВ — СН1 (подключение по сетям 6 кВ, но наивысшее питающее напряжение подстанции 35 кВ).
По варианту 3 к ПС 110/10 кВ — ВН (подключение по сетям 10 кВ, наивысшее питающее напряжение подстанции 110 кВ).
По варианту 4, если ПС 220/110/10 кВ принадлежит ПАО «ФСК ЕЭС», то по закону потребитель может осуществить технологическое присоединение только на уровне напряжения 110 кВ и выше (если потребитель не электростанция, обеспечивает работу средств связи, средств оповещения ГО и ЧС или пунктов пропуска через государственную границу). То есть в нашем случае подключится по стороне 10 кВ потребитель не может. Подключившись по стороне 110 кВ потребитель будет оплачивать услуги по передаче по тарифам ФСК (Вариант 4.1). Но это относится только к новым технологическим присоединениям. Если потребитель был подключен к подстанции ПАО «ФСК ЕЭС» по стороне 10 кВ (или по любому другому напряжению) до августа 2013 года — он оплачивает услуги по передаче электроэнергии по тарифам ФСК.
По варианту 4, если ПС 220/110/10 кВ НЕ принадлежит ПАО «ФСК ЕЭС», потребитель, вне зависимости от того, по какому уровню напряжения он будет подключаться, будет оплачивать услугу по передаче по тарифу ВН (Вариант 4.2).

Таким образом, чтобы подключиться по Варианту 1 потребителю нужно иметь (построить) электросетевое оборудование с входным напряжением 10 кВ, по варианту 2 — 6 кВ, по варианту 3 — 10 кВ, по Варианту 4.1 — 110 кВ, по варианту 4.2 — 10 кВ (можно и 110 кВ, но зачем?).

Как можно изменить уровень напряжения?
Если уровень напряжения потребителя определен в соответствии с законодательством, то перейти на более высокий уровень напряжения можно только с помощью процедуры . Иных законных способов нет.

Например, потребитель подключен к ЛЭП 10 кВ, которая запитана от ПС 110/10 кВ. Уровень напряжения, по которому рассчитывается потребитель — СН2. Если оформить технологическое присоединении и самой подстанции (по отходящим ячейкам), потребитель будет оплачивать электроэнергию (услуги по передаче) по тарифному уровню напряжения ВН.

Для начинающих