ПП РФ № 354 - Региональная служба по тарифам Ростовской
Download
Report
Transcript ПП РФ № 354 - Региональная служба по тарифам Ростовской
ПРО
Правительство
Ростовской области
Региональная служба по
тарифам Ростовской области
Семинар-совещание
Тарифы и услуги в
электроэнергетике: новое в
законодательстве, проблемные
вопросы
г. Ростов-на-Дону
14 октября 2011 г.
1
Региональная служба по
тарифам Ростовской
области
Особенности тарифного регулирования
по методу доходности
инвестированного капитала (RAB)
Сергеева С.М.
Начальник отдела регулирования тарифов
и услуг в электроэнергетике
Перспективы применения метода RAB
Статья 23 ФЗ № 35 «Об электроэнергетике» (в редакции ФЗ №
261 «Об энергосбережении …»):
Государственное регулирование цен (тарифов) осуществляется
только в форме установления долгосрочных тарифов на основе
долгосрочных параметров регулирования деятельности таких
организаций, в том числе с применением метода обеспечения
доходности инвестированного капитала:
- ОАО «ФСК ЕЭС» - с 1 января 2010 года
- ТСК, выделенные из АО-энерго - с 1 января 2011 года
- иные ТСК, тарифы на тепло - с 1 января 2012 года**
Правительство вправе определить перечень организаций, субъектов
Российской Федерации, в которых применяются иные методы
регулирования
** Подготовлен проект МУ по регулированию тарифов организаций, оказывающих услуги по
передаче тепловой энергии, с применением метода RAB
Институт проблем ценообразования и регулирования естественных монополий
3
Нормативная база
НМА, действующие в настоящее время:
Основы ценообразования (Постановление Правительства РФ №109 от 26.02.2004)
План перехода сетевых организаций на RAB (Распоряжение Правительства РФ
№30-р от 19.01.2010)
Порядок согласования перехода на регулирование методом RAB (Приказ ФСТ
России от 18 августа 2010 г. N 183-э/1, новый)
Методические указания по регулированию тарифов с применением метода
доходности инвестированного капитала (Приказ ФСТ России №231-э от 26.06.08),
в т.ч.:
Правила определения стоимости активов и размера инвестированного капитала и
ведения их учета
Правила расчета нормы доходности инвестированного капитала
Утвержденная норма доходности на капитал (Приказ ФСТ России от 15 августа
2008 г. N 152-э/15)
Методические указания по расчету надежности и качества поставляемых
(реализуемых) товаров (услуг) (Приказ Минэнерго от 29.06.2010)
МУ по расчету тарифов на услуги по передаче электрической энергии на основе
долгосрочных параметров регулирования деятельности ТСО (приказ ФСТ России от 29
июля 2010г. №174-э/8)
НМА, планируемые к разработке:
Планируется внесение изменений в Методические указания
Методические указания по расчету и применению понижающих (повышающих)
коэффициентов, обеспечивающих соответствие НВВ регулируемых организаций
уровню надежности и качества реализуемых товаров (услуг)
Институт проблем ценообразования и регулирования естественных монополий
4
Преимущества метода RAB
Стимулирование привлечения инвестиций
Повышение капитализации регулируемых
организаций
Повышение качества стратегического
планирования деятельности организаций
Возможность сглаживать тарифные последствия
реализации инвестиционных программ для
потребителей услуг
Создание экономической мотивации на снижение
издержек, повышение надежности и качества
оказываемых услуг
Отсутствие «постатейного» контроля расходов со
стороны органов регулирования
Институт проблем ценообразования и регулирования естественных монополий
5
«Сложности» внедрения метода RAB
Необходимость разработки и
согласования в установленном порядке
долгосрочной инвестиционной
программы
Необходимость проведения независимой
оценки активов
Необходимость ведения учета
инвестированного капитала
Необходимость подготовки специалистов
для корректного и эффективного
применения метода RAB
Институт проблем ценообразования и регулирования естественных монополий
6
Укрупненная структура НВВ в методе RAB
Метод доходности инвестированного капитала - метод
регулирования тарифов на долгосрочной основе (от англ. Regulatory Asset Base)
Возврат (амортизация)
инвестированного
капитала
Доход на
инвестированный
капитал
Длительный
срок
(35 лет)
Доходность
≈12%
Оценка стоимости
первоначального
капитала в целях
тарифного
регулирования
+
Долгосрочная
инвестиционная
программа
Операционные расходы:
Средства,
необходимые
на покрытие
иных
расходов
Индексация
+
Увеличение на вновь вводимые ОС
+
Сохранение достигнутой экономии расходов
Неподконтрольные расходы:
Прямым счетом
Институт проблем ценообразования и регулирования естественных монополий
7
Полномочия и ответственность участников
процесса регулирования после перехода на
RAB
Регулируемая организация
Исполнение
инвестиционных
программ
Предложения в
РРО по ежегодной
корректировке НВВ
Представление
данных в РРО
РРО
Контроль
исполнения ИП
Расчет экономии
ОРЕХ
Ежегодная
корректировка НВВ
ФСТ
Мониторинговые
функции и
рассмотрение
разногласий (в общем
порядке)
Учет
инвестированного
капитала (!!!)
Контроль
показателей
надежности (!!!)
Институт проблем ценообразования и регулирования естественных монополий
8
Особенности установления
долгосрочных тарифов
Тариф рассчитывается исходя из НВВ
(правила расчета сохранены и соответствуют МУ
по расчету регулируемых тарифов и цен на
электрическую (тепловую) энергию на
розничном (потребительском) рынке)
Тарифы устанавливаются на долгосрочный
период отдельно на каждый год
Ежегодно тарифы корректируются
Первый долгосрочный период – не менее 3
лет,
последующие – 5 лет
Институт проблем ценообразования и регулирования естественных монополий
9
Особенности установления долгосрочных
тарифов методом RAB (продолжение)
При установлении долгосрочных тарифов фиксируются 2 группы
параметров:
НЕ ПЕРЕСМАТРИВАЮТСЯ
(в течение периода регулирования )
Базовый уровень операционных расходов
(OPEX), индексы эффективности, эластичности
Величина инвестированного капитала по итогам
оценки. Не пересматривается и впоследствии!
Нормативная величина оборотного капитала
Норма доходности инвестированного капитала
Срок возврата инвестированного капитала
Уровень надежности и качества услуг
Норматив потерь в сетях. Минэнерго утверждает
норматив на 1 год, регулятор – на долгосрочный
период.
ПЕРЕСМАТРИВАЮТСЯ
(ежегодно)
Объем оказываемых
услуг
Индексы роста цен
Неподконтрольные
расходы
Количество активов
Объем
финансирования
инвестиционной
программы
Институт проблем ценообразования и регулирования естественных монополий
10
Отличия RAB-регулирования от
существующей модели тарифообразования
Существующая модель
(затраты +)
RAB-регулирование
Период регулирования
1 год
3-5 лет
Операционные расходы
прямым счетом
(непрозрачный механизм)
индексная модель
на основе бухгалтерского
учета
регуляторный учет
(первоначальная оценка +
результат реализации
инвестпрограмм)
экономически обоснованная
величина прибыли
(непрозрачный механизм)
фиксированная доходность на
капитал
прямым счетом
(непрозрачный механизм)
прозрачная формула
Амортизация
(в модели RAB – возврат
капитала)
Прибыль
Учет иных факторов
(изменение количества активов,
дополнительный/
недополученный доход,
эффективность операционных
расходов, ограничения по росту
тарифов)
Институт проблем ценообразования и регулирования естественных монополий
11
Необходимые условия для внедрения RAB. Порядок
перехода RAB. Полномочия органов власти
Регулируемая
организация
Разработка
инвестиционной
программы на
долгосрочный
период
Проведение
оценки
основных
средств
Заявление по
установлению
тарифов
методом RAB с
2011 гг.
Уполномоченны
й орган
Правительства
региона
Согласование
инвестиционной
программы
РРО
Заявление о
переходе к
регулированию
данной
организации на
метод RAB
Установление
тарифов
ФСТ
Согласование
долгосрочных
параметров
регулирования
15 рабочих дней –
принятие
заявления или его
возврат
45 рабочих дней рассмотрение
утверждение
долгосрочных
предельных
уровней
тарифов на
услуги по
передаче
Институт проблем ценообразования и регулирования естественных монополий
12
Критерии согласования
перехода на RAB
наличие необходимых материалов, прилагаемых к заявлению РРО в
ФСТ о переходе на RAB;
остаточная стоимость активов ПО БУХ.УЧЕТУ более 3 млрд.руб. или
доля УЕ в общем объеме УЕ по субъекту РФ более 10%;
соответствие долгосрочных параметров регулирования структуре
финансирования долгосрочной ИП и показателям финансового
состояния РРО:
каждый год заемные средства не более 4*EBITDA
если возврат капитала в 1-й год превышает амортизацию в
тарифе более чем на 50%: займ на конец долгосрочного периода не
менее 20% РИК
если возврат капитала в 1-й год превышает амортизацию в
тарифе менее чем на 50%: займ на реализацию ИП в среднем за
период не менее 30% ИП (либо соответствие предыдущему пункту)
оборачиваемость дебиторской задолженности не более 135 дней
Институт проблем ценообразования и регулирования естественных монополий
13
Региональная служба по
тарифам Ростовской
области
РАСЧЕТ НВВ ПРИ
ПРИМЕНЕНИИ МЕТОДА RAB
Институт проблем ценообразования и регулирования естественных монополий
14
Расчет необходимой валовой
выручки (НВВ)
Операционные расходы (ОРЕХ)
Неподконтрольные расходы
Возврат инвестированного капитала
Доход на инвестированный капитал
Корректировка в целях сглаживания
Корректировка по факту
НВВ
Институт проблем ценообразования и регулирования естественных монополий
15
Формирование расходов
Операционные расходы (OPEX)
Определяется база на первый год периода
регулирования:
Сырье и материалы
Ремонт
Оплата труда
Неподконтрольные
расходы
Услуги регулируемых
организаций
(инфраструктурные)
Арендные платежи и
лизинг
Другие расходы
На каждый следующий год индексируется
уровень предыдущего года с учетом:
ИПЦ
Индекс эффективности опер. расходов (1%2,5%)
Изменение количества активов (у.е.)
В каждом новом периоде регулирования
определяется база на основе факта, к ней
прибавляется достигнутая экономия ОРЕХ и
потерь
Налог на прибыль и др.
налоги и сборы
Дополнительные расходы
(доходы), не учтенные в
базе операционных
расходов
(рассчитываются каждый
год)
Институт проблем ценообразования и регулирования естественных монополий
16
Инвестированный капитал
Показатель
«Первоначальный»
капитал
«Новый» капитал
Принцип
определения
Остаточная стоимость
основных средств после
оценки
Инвестиции без
учета платы за
техприсоединение
Возврат
капитала
Доходность
на капитал
Амортизация исходя из срока Амортизация исходя
использования 35 лет с
из срока
учетом физического износа
использования 35
на начало периода
лет
ДЛЯ РСК: В первый период
ДЛЯ РСК: В первый
2009г.-6%, 2010г.-9%,
период 12%, в
2011г.-12%
последующие может
В последующие – на уровне
быть изменена
нового капитала
+ региональный коэффициент доходности
Институт проблем ценообразования и регулирования естественных монополий
17
Корректировка НВВ
Корректировка в целях сглаживания
Величина изменения на каждый год определяется
регулятором
В последний год рассчитывается разница с учетом
недостатка или избытка доходности, полученной в
предыдущие годы
Корректировка с учетом фактических данных
Производится каждый год с учетом фактических данных по
итогам окончания очередного года
Учитывает коэффициент надежности и качества оказываемых
услуг
Учитывает отклонение фактических показателей от
плановых:
ИПЦ
Количество активов (у.е.)
Размер инвестиций
Институт проблем ценообразования и регулирования естественных монополий
18
Региональная служба по
тарифам Ростовской
области
СПАСИБО
ЗА ВНИМАНИЕ!
Институт проблем ценообразования и регулирования естественных монополий
19
Проблемы регулирования тарифов
методом доходности инвестированного капитала
Способы привлечения инвестиций
Инвестирование
в уставный капитал
Финансовое
Стратегическое
Долговое
финансирование
Облигационный
займ
Долгосрочный
кредит
1
Сравнение способов привлечения инвестиций
Финансовое
инвестирование в
уставный капитал
Стратегическое
инвестирование в
уставный капитал
Облигационный
займ
Долгосрочный
кредит
Срок
инвестирования
3-6 лет
неограничен
2-10 лет
2-5 лет
Стоимость
во время срока
инвестирования
от низкой до
средней
низкая
низкая
от средней до
высокой
Стоимость
по истечении срока
инвестирования
от средней до
высокой
-
высокая
отсутствует
Риск размытия
доли собственника
и потери контроля
от среднего до
высокого
высокий
отсутствует
отсутствует
Доступность
от средней до
низкой
от средней до
низкой
от средней до
низкой
высокая
2
Отклонение заемных средств в модели RAB
от реальных возможностей привлечения
100
млн.руб.
Объем инвестиций
Размер платежа
50
15
34
15
Модель RAB: 35 лет, Кредит: 5 лет, 10%
12% годовых
годовых
25
15
15
Кредит: 3 года, 10% Кредит: 2 года, 10%
годовых
годовых
3
Спасибо за внимание!
Филиал ОАО «МРСК Юга» - «Ростовэнерго»
Реализация инвестиционной программы
филиала ОАО “МРСК Юга”-“Ростовэнерго”
Докладчик
Начальник ОИ Рыжов М.В.
Схема формирования ИПР и порядок реализации
инвестиционных проектов
Утверждение ИПР
Формирование
Формирование
решением Совета
перечня ИПР на
перечня ИПР на
Директоров
будущий период.
будущий период.
Согласование с
Направление в
Направление согл. с
Направление в РСТ
Реализа
Администрацией РО
МРСК
Юга
МРСК Юга ИПР на
РО
ция ИПР
утв. в Адм. РО
Включение
Решение РСТ.
Лимит источников
объектов
Уточнение лимитов
финансирования на
ИПР
в ГКПЗ
источников
будущий период
финансирования
Схема развития
энергетики на 5 лет
Выдача ИРД
Подрядчику
Разрешение на
разработку ПСД
Разработка ТЗ на
ПИР
Конкурс на ПИР
Конкурс на СМР,
МТР, ПНР
Экспертиза ПСД
Утверждение
ПСД
Согласование
ПСД
Договор на МТР
Договор на ПНР
Договор на ПИР
Разработка ПСД
Договор на СМР
Постановление
о
предоставлении
земельного
участка,
разрешение на
строительство
Технадзор за
ходом
строительства
Получение
разрешения на
СМР
Комиссия по
приемке объекта
в эксплуатацию
Свидетельство о
регистрации
прав
собственности
Проблемы, влияющие на выполнение ИПР
• Недоработки на этапе предпроектных работ и
недостаточно качественная проработка задания на
проектирование.
• Низкое качество выпускаемой проектно-сметной
документации.
• Проблемы на этапе реализации объекта (в том числе
ограниченные сроки действия исходноразрешительной документации и необходимость их
пролонгации).
• Отсутствие участников торгов по мелким объектам.
• Громоздкие корпоративные процедуры,
обеспечивающие исполнение требований
нормативных документов и законодательных актов.
• “Кадровый голод”.
Принимаемые меры, направленные на безусловное
выполнение ИПР
• Пересмотр организационно-распорядительных
документов (в том числе в связи с переходом на
новую оргструктуру) с целью оптимизации и
упрощения корпоративных процедур.
• Осуществление качественной проработки ТЗ на
проектирование.
• Усиление работы с проектными организациями
(включая претензионно-исковую работу).
• Привлечение подрядных организаций,
соответствующих современному уровню
сооружаемых электросетевых объектов.
• Укрупнение лотов, для обеспечения
привлекательности предлагаемых объемов работ.
• Осуществление конкурсного отбора специалистов на
вакантные должности.
Филиал ОАО «МРСК Юга» - «Ростовэнерго»
Спасибо за внимание!
Слайды к докладу
«Реализация инвестиционных программ сетевых
компаний ОАО «Донэнерго»
Динамика ввода мощностей по ОАО «Донэнерго»
Динамика ввода мощностей
по Инвестиционной программе за 2010-2012 г.г.
600
500
400
2010 (факт)
2011 (план)
300
2012 (план)
200
100
0
РП-ТП,
МВА
КЛ 6-10 кВ,
км
РП-ТП, МВА
КЛ 6-10 кВ, км
КЛ 0,4 кВ, км
ВЛ 6-10 кВ, км
ВЛ 0,4 кВ, км
КЛ 0,4 кВ, ВЛ 6-10 кВ,
км
км
ВЛ 0,4 кВ,
км
2010 (факт)
2011 (план)
2012 (план)
69,219
52,274
65,879
72,07
71,5
55,92
24,42
8,3
8,41
53,27
130,08
103,54
43,2
548,01
462,31
Доля основных разделов Инвестиционной программы
ОАО «Донэнерго» в сравнении за 2011-2012 г.г.
Доля основных разделов Инвестиционной программы 2011 г.
Доля основных разделов Инвестиционной программы 2012 г.
9%
0%
10%
14%
1%
0%
6%
0%
8%
7%
4%
59%
74%
4%
4%
Энергосбережение и повышение энергетической эффективности
Энергосбережение и повышение энергетической эффективности
Системы телемеханики и связи
Системы телемеханики и связи
Измерительные комплексы ТП
Измерительные комплексы ТП
ПИР будущих лет
ПИР будущих лет
Административно-бытовые и производственные здания
Административно-бытовые и производственные здания
Оборудование, не входящее в сметы строек
Оборудование, не входящее в сметы строек
Покупка основных фондов
Покупка основных фондов
Технологическое присоединение
Технологическое присоединение
Потери электрической энергии,
возникающие при передаче по
электрическим сетям
Докладчик: Пятибратов
Валерий Вячеславович
Передача электроэнергии
От электростанции электроэнергия напряжением 110...750 кВ
передается по линиям электропередач (ЛЭП) на главные или районные
понижающие подстанции, на которых напряжение снижается до 6...35 кВ.
От распределительных устройств это напряжение по воздушным или
кабельным ЛЭП передается к трансформаторным подстанциям,
расположенным в непосредственной близости от потребителей
электрической энергии. На подстанции величина напряжения снижается до
380 В и по воздушным или кабельным линиям поступает непосредственно к
потребителю электроэнергии в доме.
Структура потерь электроэнергии
Технологические потери электроэнергии при ее передаче
по электрическим сетям сетевых организаций включают в себя
технические потери в линиях и оборудовании электрических
сетей, обусловленных физическими процессами, происходящими
при передаче электроэнергии в соответствии с техническими
характеристиками и режимами работы линий и оборудования, с
учетом расхода электроэнергии на собственные нужды
подстанций
и
потери,
обусловленные
допустимыми
погрешностями системы учета электроэнергии.
Технические потери электроэнергии
Технические потери электроэнергии в электрических сетях,
возникающие при ее передаче по электрическим сетям, состоят из потерь,
не зависящих от величины передаваемой мощности (нагрузки) - условнопостоянных потерь, и потерь, объем которых зависит от величины
передаваемой мощности (нагрузки) - нагрузочных (переменных) потерь.
(п.4 Приказа Минэнерго № 326 от 30.12.2008г).
Условно-постоянные потери включают:
1. Потери на холостой ход силовых трансформаторов;
2. Потери на корону в воздушных линиях 110 кВ и выше;
3. Потери в синхронных компенсаторах, батареях статических конденсаторов,
статических тиристорных компенсаторах, шунтирующих реакторах;
4. Потери в соединительных проводах и сборных шинах распределительных
устройств подстанций;
5.Потери в системе учета электроэнергии;
6.Потери в вентильных разрядниках, ограничителях перенапряжений;
7. Потери в устройствах присоединений высокочастотной связи;
8. Потери в изоляции кабелей;
9. потери от токов утечки по изоляторам ВЛ;
10. расход электроэнергии на собственные нужды подстанций;
11.расход электроэнергии на плавку гололеда.
Основные технические мероприятия по
сокращению потерь электроэнергии
- Отключение трансформаторов в режимах малых нагрузок с двумя тр-ми
- Отключение трансформаторов на п/с с сезонной нагрузкой
- Выравнивание нагрузок в эл.сетях 0,4кВ
- Замена трансформаторов ( Перегруженных / Недогруженных)
- Замена провода на большее сечение по ЛЭП – 0,4кв
- Замена кабеля на большее сечение по ЛЭП- 0,4кВ
- Замена трехжильного кабеля на четырехжильный по ЛЭП-0,4 кВ
- Замена провода на большее сечение ЛЭП – 6-10кВ
- Замена кабеля на большее сечение по ЛЭП- 6-10 кВ
- Перевод ТП и ЛЭП на повышенное напряжение
- Разукрупнение эл линий 0,4кВ
- Установка ограничителей мощности
- Внедрение телеуправления на ТП
- Реконструкция сетей
- Замена поврежденных изоляторов ВЛ-10 кВ
Основные организационные мероприятия
по сокращению потерь электроэнергии
- Выдача предписаний на замену приборов учета и вводов
- Замена приборов уччета
- Установка общедомовых приборов учета
- Приемка в эксплуатацию общедомовых приборов учета
- Включение в договор оказания услуг по передаче общедомовых
приборов учета
- Контрольные проверки приборов учета у юридических лиц
- Съемы показаний приборов учета у юридических лиц
- Контрольные проверки приборов учета у физических лиц
- Съемы показаний приборов учета у физических лиц
- Выявление бездоговорного потребления электроэнергии
- Выявление безучетного потребления электроэнергии
ПРОБЛЕМЫ СНИЖЕНИЯ ПОТЕРЬ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ
СЕТЯХ (ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ +УСТАНОВКА ПРИБОРОВ УЧЕТА)
Динамика баланса электроэнергии филиала ОАО «МРСК Юга» –
«Ростовэнерго» за период с 2006 по 2011годы
Прием и отпуск электроэнергии из сетей
филиала «Ростовэнерго», млн.кВтч
15 000
Потери электроэнергии в сетях
филиала «Ростовэнерго», %
9,20
14 000
8,84
13 000
8,70
12 000
8,85
8,82
8,66
8,71
8,64
8,50
8,43
8,29
8,30
11 000
2006
2007
Прием в сеть РЭ
Отчетный год
2006
2007
2008
2009
2010
2011 ожид.
2008
2009
2010
2011
ожид.
Отпуск из сетей РЭ
Прием э/э в сеть РЭ
млн.кВтч
+рост/-спад
13407,5
3,70
13902,9
2,13
14198,7
-6,09
13334,7
2,11
13616,5
1,84
13866,9
8,20
2006 2007 2008 2009 2010 2011
ожид.
Отпуск из сетей РЭ
Потери в сетях РЭ
млн.кВтч +рост/-спад млн.кВтч
%
12222,8
1 184,7
8,84
4,16
12731,0
1 171,9
8,43
2,28
13021,1
1 177,6
8,29
-6,09
12227,7
1 107,0
8,30
1,89
12458,8
1 157,6
8,50
1,45
12639,8
1 227,1
8,85
Причины роста потерь электроэнергии в сетях филиала
ОАО «МРСК Юга»-»Ростовэнерго»
-Уход потребителей «последней мили», приводит к росту
относительной величины потерь электроэнергии в сетях «РЭ».
-Изменение структуры потребления: наблюдается рост поступления
электроэнергии в «потерную» сеть 6(10)-0,4кВ, связанный с
увеличением потребления коммунально-бытовым сектором.
-Отсутствие заинтересованности ЭСК в снижении потерь
электроэнергии.
-Рост тарифа на электроэнергию ( например тариф для населения
с 1,50руб. в 2006году вырос до 3,08руб. в 2011году или на 105%)
-Отсутствие финансирования программ совершенствования учета
электроэнергии.
-Износ электрических сетей (н-р: потери холостого хода силового
трансформатора 1958 года изготовления выше паспортных
данных на 30%).
Проблемы формирования полезного отпуска сетевой компанией
Несовершенная нормативная база (изменения в связи со вступлением в
силу Постановления РФ от 06.05.2011года № 354).
Недостаточное количество персонала в сетевой организации по функции
учета электроэнергии (перераспределение НВВ).
Проблема многоквартирных домов, переход на расчеты по
общедомовому прибору учета.
Проблема информационного обмена между РСК и ЭСК по показаниям
приборов учета, предоставленных потребителем.
Взаимоотношения между сетевыми компаниями региона в рамках
котловой модели (единого тарифа на передачу электроэнергии)
Существующая схема расчетов
с ТСО за сальдированный переток
между компаниями
РЭ
Предлагаемая схема расчетов
с ТСО по полезному отпуску
потребителям ЭСК
РЭ
ТСО
потребители
ТСО
ДЭ
РЭ
Сальдо = прием из РЭ – отдача РЭ –
отдача ДЭ
ДЭ
потребители
РЭ
ПО = отдача потребителям+ отдача
РЭ + отдача ДЭ
43
Предложения по совершенствованию работы по снижению потерь
электроэнергии в сетях РСК
В методику установления тарифов внести изменения касающиеся применения
нормативных потерь электроэнергии в сетях РСК.
Экономию затрат на покупку потерь электроэнергии в сетях РСК направлять
на совершенствование систем учета.
Расчеты со ССО производить по полезному отпуску, а не по сальдо-перетоку.
Разработать и утвердить РСТ, а также определить ответственность за
нарушение исполнения:
- Методику формирования полезного отпуска по региону для РСК и ЭСК;
-Порядок информационного обмена между РСК и ЭСК.
Определить целевое финансирование Программы совершенствования систем
учета электроэнергии в размере не менее 10% от инвестпрограммы.
Учесть затраты на установку общедомового учета в ТБР 2012года , с целью
реализации Федерального Закона от 23.11.2009г. №261.
Региональная служба по
тарифам Ростовской
области
ПЛАТА ЗА ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЕ
ПРИСОЕДИНЕНИЕ К ЭЛЕКТРИЧЕСКИМ
СЕТЯМ
Сергеева С.М.
Начальник отдела регулирования тарифов
и услуг в электроэнергетике
Регулирование деятельности по технологическому присоединению
Федеральный закон от 26.03.2003г. №35-ФЗ «Об электроэнергетике» , статья 23 в ред. ФЗ №
187 от 26.07.2010 г.
статья 26 в ред. ФЗ № 250 от 04.11.2007
Федеральный закон от 14.04.1995г. №41-ФЗ «О государственном регулировании тарифов на
электрическую и тепловую энергию»
Документ утрачивает силу с 01.01.2011 года
ПП РФ от 26.02.2004г.
№109 «О ценообразовании в отношении электрической и тепловой энергии в
Российской Федерации» в ред. ПП РФ № 376 от 31.05.2010
ПП РФ от 27.12.2004г. № 861 Правила недискриминационного доступа к услугам по
передаче электрической энергии и оказания этих услуг» и «Правила
технологического присоединения энергоустановок физических и юридических лиц к
электрическим сетям,,,» в ред. ПП РФ № 168 от 27.03.2007г., с изм. ПП РФ № 118 от
14.02.2009, № 334 от 21.04.2009 и ПП РФ № 759 от 24.09.2010 г. с изм.ПП РФ №
129 от 01.03.2011 г.
Методические указания по определению размера платы за технологическое
присоединение к электрическим сетям Приказ ФСТ № 365-э/5 от 30.11.2010 г.
Продолжение
Гражданский кодекс Российской Федерации
Стандарты раскрытия информации субъектами оптового и розничных рынков
электрической энергии, утвержденные постановлением Правительства РФ от
21.01.2004 № 24 в ред. ПП РФ от 21.04.2009 г. № 334, ПП РФ от 09.08.2010 № 609
Правила урегулирования споров, связанных с установлением и применением платы
за технологическое присоединение и (или) тарифных ставок, установленных
органами государственного регулирования цен (тарифов) для определения
величины такой платы (стандартизированных тарифных ставок), утвержденные
постановлением Правительства РФ от 09.01.2009 № 14
ПП РФ № 98 от 09.02.2009 «Об утверждении правил осуществления контроля за
применением платы за ТП и (или) стандартизированных тарифных ставок,
определяющих величину этой платы
Приказ ФСТ от 15.09.2009 г. «Об утверждении административного регламента
исполнения государственной функции по урегулированию споров, связанных с
установлением и применением платы за технологическое присоединение и (или)
тарифных ставок
Основные изменения в законодательстве касательно ТП
Постановление Правительства РФ от 26.02.2004г.
№109 «О ценообразовании в отношении
электрической и тепловой энергии в Российской
Федерации» с изм. ПП РФ № 119 от
14.02.2009
п.64:
- Распределение затрат сетевой организации между
расходами, учитываемыми при установлении
тарифа на услуги по передаче и расходами при
установлении платы за техприсоединение,
происходит согласно учетной политике сетевой
организации. При этом затраты на
техприсоединение учитываются отдельно от услуг
по передаче, если иное не установлено настоящим
документом.
п.71:
Выпадающие доходы по льготным категориям и при
рассрочке платежей учитываются в тарифе на
передачу в том же периоде регулирования.
Если появляются выпадающие доходы за счет
изменения фактической ставки по кредитам,
связанным с рассрочкой оплаты за
техприсоединение - эти расходы учитываются при
установлении тарифа на последующий период
регулирования.
Постановление Правительства РФ от
27.12.2004г. № 861 «Об утверждении … Правил
технологического присоединения
энергоустановок физических и юридических
лиц к электрическим сетям» в редакции ПП РФ
№ 334 от 21.04.2009г
1.
2.
Плата за технологическое присоединение
максимальной мощностью, не
превышающей 15 кВт включительно не
более 550 рублей.
Для субъектов малого и среднего
предпринимательства максимальной
мощностью свыше 15 кВт и до 100 кВт
включительно оплата технологического
присоединения может осуществляться с
рассрочкой на срок до 3 лет с даты
фактического присоединения с внесением
авансового платежа в размере 5
процентов размера платы за
технологическое присоединение.
Внесение платежей осуществляется
ежеквартально равными долями от общей
суммы рассрочки с даты фактического
подписания сторонами акта об
осуществлении технологического
присоединения.".
Основные изменения внесенные в Правила ПП № 334 от 21.04.2009 г.
Ужесточены стандарты раскрытия информации.
Введены особенности технологического присоединения
посредством перераспределения мощности
Определена обязанность сетевой организации обеспечить
технологическое присоединение заявителей по группам
12.1, 13, 14.
Внесено уточнение о расстоянии до существующей точки
электросети 300/500 м по плате 550 руб. для заявителей до
15 кВт.
Рассрочка платежей за техприсоединение для заявителей от
15 до 100 кВт.
Особенности присоединения сетевых организаций к смежной
сетевой организации
Особенности взаимодействия с заявителем при возврате
денежных средств за невостребованную мощность
Запрет на внесение в состав платы за техприсоединение
инвестиционной составляющей на покрытие расходов, связанных с
развитием существующей инфраструктуры
№35-ФЗ «Об электроэнергетике» от 26.03.03 (ред. № 187-ФЗ от 26.07.10).
С 1 января 2011 года не допускается включение в состав
платы за технологическое присоединение инвестиционной
составляющей на покрытие расходов, связанных с
развитием существующей инфраструктуры, в том числе
связей между объектами территориальных сетевых
организаций и объектами единой национальной
(общероссийской) электрической сети, за исключением
расходов на строительство объектов электросетевого
хозяйства - от существующих объектов электросетевого
хозяйства до присоединяемых энергопринимающих
устройств и (или) объектов электроэнергетики. Состав
расходов, включаемых в состав платы за технологическое
присоединение, определяется федеральным органом
исполнительной власти в области регулирования тарифов.
Плата за осуществление технологического присоединения
Особенности платы за осуществление ТП
Взимается однократно
Затраты сетевой
организации на ТП
учитываются
при установлении:
С 01 января 2011 года:
Возможно предусмотреть в договоре ТП условие
об оплате отдельных мероприятий по ТП
Размера платы за ТП для заявителя
Тарифа на услуги по передаче
электрической энергии
Не допускается включение
одних и тех же затрат
и в тариф на передачу
и в плату за ТП для заявителей
В плату за ТП не включаются инвестиционная составляющая, за
исключением расходов на строительство объектов электросетевого
хозяйства от существующих объектов до присоединяемых
энергопринимающих устройств и (или) объектов электроэнергетики
Состав расходов, включаемых в плату за ТП, определяет ФСТ России
Плата взимается за ТП:
Объектов генерации
Энергопринимающих
устройств
- Определяется в порядке, утвержденном ПРФ;
- Может определяться путем применения стандартизированных
тарифных ставок (перечень устанавливается ПРФ или ФОИВ);
- Определяется исходя из расходов сетевой организации на
выполнение мероприятий по ТП (в т.ч. строительство/реконструкция).
Объектов электросетевого
хозяйства
Определяется в
соответствии с
или
принципами и порядком
определения платы за ТП
генерации
Посредством
установления
платы
ФСТ России или
РЭК
6
Основные группы заявителей на технологическое присоединение
Номер Характеристика заявителя
пункта
Правил
9
Заявители, кроме заявителей определяемых пунктами 12, 13,14
12
Заявители - юридические лица или индивидуальные предприниматели, суммарная присоединяемая мощность
энергопринимающих устройств которых не превышает 750 кВА
12.1 Заявители – юридические лица или индивидуальные предприниматели в целях присоединения по одному источнику
электроснабжения энергопринимающих устройств, максимальная мощность которых составляет до 100 кВт включительно (с
учетом ранее присоединенной в данной точке присоединения мощности)
13
Заявители в целях временного присоединения (на срок не более 6 месяцев) технологического присоединения принадлежащих ему
энергопринимающих для обеспечения электрической энергией передвижных объектов с максимальной мощностью до 100 кВт
включительно (с учетом ранее присоединенной в данной точке присоединения мощности). Под передвижными объектами
понимаются энергпринимающие устройства, предназначенные для эксплуатации с периодическим перемещением и установкой на
территории различных административно-территориальных единиц.
14
Заявители - физические лица, в целях технологического присоединения энергопринимающих устройств. максимальная которых
составляет до 15 кВт включительно (с учетом ранее присоединенных в данной точке присоединения мощности), которые
используются для бытовых и иных нужд, не связанных с осуществлением препринимательской деятельности, и электроснабжение
которых предусматривается по одному источнику. Приравненные к ним юридические лица (садоводы, религиозные организации)
34
Заявители присоединяемые за счет перераспределения присоединенной мощности между юридическими лицами и
индивидуальными предпринимателями
41
Сетевая организация в случаях если:
максимальная мощность энергопринимающих устройств потребителей, присоединенных к ее сетям превышает значение
максимальной мощности, согласованной сетевой организацией и смежной сетевой организацией в акте разграничения
балансовой принадлежности
сумма максимальных мощностей энергопринимающих устройств потребителей, присоединенных к ее сетям, и объем
заявленной мощности присоединяемых объектов, указанный в заключенных договорах на технологическое присоединение
к ее сетевым объектам, превышает объем максимальной мощности, согласованный сетевой организацией и смежной
сетевой организацией в акте разграничения балансовой принадлежности, при условии, что полное использование
потребляемой (генерирующей) мощности всех ранее присоединенных, вновь присоединяемых энергопринимающих
устройств (с учетом ранее выданных действующих технических условий) может привести к перегрузке объектов
электросетевого хозяйства..
Изменения в Правила внесенные ПП РФ № 129 от
01.03.2011
Договора на технологическое присоединение
заявителей и ТУ (приложение к договору)
оформляются в соответствии с типовыми
формами.
Приложения №№ 1-4 к постановлению.
Для физ.лиц до 15 кВт.
Для юр.лиц и ИП до 15 кВт.
Для юр.лиц и ИП от 15 до 100 кВт.
Для юр.лиц и ИП присоединенная мощность
которых не превышает 750 кВА.
Лица, между которыми осуществляется технологическое
присоединение
Заявители:
Лица, владеющие на праве собственности или
ином законном основании:
Энергопринимающими устройствами
Сетевая
организация
Объектами по производству
электрической энергии
Объектами электросетевого хозяйства
3
Характер осуществления технологического присоединения
ТП носит однократный характер.
ТП производится на основании договора об осуществлении ТП.
Является публичным
Классифицируется как
договор возмездного оказания услуг
Заключается между сетевой организацией и
обратившимся к ней лицом (заявителем).
Сетевая организация обязана выполнить в отношении любого обратившегося к ней
лица мероприятия по технологическому присоединению при условии соблюдения им
настоящих правил и наличии технической возможности технологического
присоединения.
Независимо от наличия или отсутствия технической возможности технологического
присоединения на дату обращения заявителя сетевая организация обязана заключить
договор с лицами, указанными в пунктах 12.1, 14, 34 Правил
Отсутствие технической возможности - не является основание для отказа в
технологическом присоединении остальным заявителям. Есть только особенности
этой процедуры.
4
Процедура технологического присоединения энергопринимающих устройств > 750
кВА при отсутствии ограничений на присоединение и объектов по производству
электроэнергии максимальная мощность > 5 МВт
Направление заявителю
проекта договора и ТУ
30 рабочих дней.
Подписание договора
заявителем в течении 30 дней
В сложных случаях увеличение
срока подписание договора до 40 дней
с обязательным уведомлением заявителя
об основаниях изменения срока и
не позднее 3 рабочих дней
со дня согласования
с системным оператором
2 года, если
иное не предусмотрено
инвест. программой или
соглашением сторон,
но не более 4 лет
Технологическое
присоединение
В течение 5 раб. дней копию заявки
направляет СО-ЦДУ; 10 раб. дней вышестоящую сетевую
организацию.
I этап "подача заявки"
II этап "заключение договора" + "выдача ТУ"
п. 22 Правил
III этап
"фактические действия
по присоединению"
п. 16 Правил
составление Актов:
1) о тех. присоединении;
2) разграничения балансовой принадлежности и
экплуатационной ответственности.
Копии
выданных
технических
условий сетевая организация обязана
направить СО-ЦДУ.
.
Срок действия технических
условий не может составлять
менее 2 лет и более 5 лет
13
Процедура технологического присоединения энергопринимающих
устройств заявителей < 750 кВА при отсутствии ограничений на
присоединение.
Для заявителей по п. 12.1 и 14-независмо от наличия /отсутствия
ограничений)
Технологическое
присоединение
I этап "подача заявки"
30 рабочих дней
II этап "заключение договора" + "выдача ТУ"
п. 22 Правил
П.п. 12.1 и 14
6месяцев,
если расстояние не более
300/500м
П. 1315 рабочих дней, если в заявке
не указан более
продолжительный срок
и расстояние не более 300 м.
III этап
"фактические действия
по присоединению"
п. 16 Правил
составление Актов:
1) о тех. присоединении;
2) разграничения балансовой принадлежности и
экплуатационной ответственности.
14
Определение размера платы за ТП для разных групп
потребителей
Заявитель
пункт
Правил
9
9
12
12.1
12.1
13
14
14
14
34
41
Основные характеристики
по условиям
присоединения
Присоединение на уровне
напряжения не ниже 35 кВ
и мощности не менее 10
МВА
Присоединение на уровне
напряжения ниже 35 кВ и
мощность менее 10 МВА
За исключением
потребителей попадающих
под определение п 12.1
Расположенных на
расстоянии не более 300
метров в городах и ПГТ;
500 метров в сельской
местности
Расположенных на
расстоянии более 300/500
метров
Временное присоединение
Физические лица
Юридические лица,
некоммерческая
организация.
Гаражно-строительные,
гаражные кооперативы,
автостоянки
Перераспределение
мощности
Смежные сетевые
организации
Определение размера платы по Методическим указаниям
Раздел 2 МУ –расчет необходимой валовой выручки с учетом инвестиционной составляющей
Раздел 4 МУ –стандартизированные тарифные ставки.
Расчет по индивидуальному проекту
Раздел 3 МУ,
Раздел 4 МУ –стандартизированные тарифные ставки.
Расчет по индивидуальному проекту
Раздел 3 МУ,
Раздел 4 МУ –стандартизированные тарифные ставки.
Расчет по индивидуальному проекту
Не более 550 руб
В ПП законодательно не определено, но в соответствии с пунктом 14 МУ Раздел 3 МУ
Расчет по п. 14.1 МУ
Не более 550 руб.
550руб Х на кол-во членов
Исключены из состава льготной категории при определении платы за технологическое
присоединение.
Расчет по индивидуальному тарифу в соответствии с п. 11.2 МУ
Аналогично пункту 9
Спасибо за внимание
ОАО «Донэнерго»
Особенности технологического присоединения к
электрическим сетям
г. Ростов-на-Дону
Правовые основы процедуры технологического
присоединения к электрическим сетям
Федеральный закон от 26.03.2003г. №35-ФЗ
(ред. от 18.07.2011г.) «Об
электроэнергетике»
«Правила технологического присоединения
энергопринимающих устройств
потребителей электрической
энергии,объектов по производству
электрической энергии, а так же объектов
электросетевого хозяйства, принадлежащих
сетевым организациям и иным лицам, к
электрическим сетям» утвержденные
Постановлением Правительства Российской
Федерации от 27.12.2004г. (в редакции
Постановления Правительства Российской
Федерации от 01.03.2011 N 129)
«Методические указания по определению
размера платы за технологическое
присоединение к электрическим сетям»
утвержденные Прказом ФСТ РФ от
30.11.2010г. №365-э/5;
Вышеуказанные документы содержат
следующие недостатки
«Размытая» формулировка «развитие существующей сети», необходимы конкретные, понятные и прозрачные
критерии
Срок действия ТУ (от 2 до 5 лет) превышает срок выполнения мероприятий по договору технологического
присоединения
Выполнение мероприятий для «временного присоединения» 15 дней, является невыполнимым (с учетом
необходимости выполнения мероприятий до границы объекта)
Противоречия различных пунктов Правил (пример 25.1 а) и 25.1 г))
Определение минимального расстояния до сетей сетевой организации не учитывает возможные препятствия (река,
железная дорога, территория принадлежащая 3-им лицам)Не определен порядок урегулирования сетевой
организацией взаимоотношений с 3-ми лицами которые могут возникнуть в процессе присоединения
Вступление в силу с 01.01.2012г Федерального закона №223-ФЗ «О закупках товаров, работ, услуг, отдельными
видами юридических лиц» приведет к увеличению сроков исполнения мероприятий по договорам тех. прис. в
связи с необходимостью проведения торгово закупочных процедур.
Особенности применения типовых форм
договоров
Необходимость указания расстояния до точки присоединения, при том, что мероприятия необходимо выполнить до
границы земельного участка?
Указываемый в соответствии с Правилами срок действия ТУ превышает срок выполнения мероприятий. Что вводит
в заблуждение Заявителей и дает им не верное понимание срока выполнения мероприятий
Сроки проверки выполнения ТУ Заявителем и срок осуществления действий по фактическому присоединению ни
как не привязаны к срокам выполнения мероприятий самой сетевой организацией. При необходимости
строительства объектов сетевой организации такие условия договора не выполнимы
Отсутствуют штрафные санкции в случае нарушения заявителем порядка внесения платы, что не дисциплинирует
Заявителей и ставит сетевую организацию в невыгодные условия
Условия договоров не предполагают одностороннее расторжение договора сетевой организацией в случае не
исполнения заявителем обязательств по договору.
Не определен порядок формирования и подписания исполнительной документации к договору (акт сдачи приемки
оказанной услуги)
Для исключения спорных ситуаций
необходимы формы договоров со следующими
категориями Заявителей
Объекты с мощностью свыше 750 кВА
Организации финансируемые из бюджета
Временное присоединение
Некоммерческие организации
Физ. лица (кроме до 15 кВт на коммунально-бытовые нужды)
Структура заявок на технологическое
присоединение, поступающих в ОАО
«Донэнерго»
Соотношение поданных заявок за 2010 г.
Соотношение поданных заявок за 2011 г.
15%
До 15 кВт
Свыше 15
кВт
16%
До 15 кВт
Свыше 15
кВт
85%
84%
Соотношение мощности по поданным заявкам за 2010 г.
Соотношение мощности по поданным заявкам за 2011 г.
16%
До 15 кВт
Свыше 15 кВт
16%
До 15 кВт
Свыше 15 кВт
84%
84%
Присоединение к электрическим сетям смежной
(вышестоящей) сетевой организации
Сроки рассмотрения заявок делают не возможным одновременное заключение договора с Заявителем и ССО
По отношению к ССО, СО практически всегда является Заявителем с мощностью свыше 750 кВА, что не дает СО
прав на рассрочку внесения платы за присоединение
Сроки присоединения объектов СО к сети ССО превышают сроки присоединения объектов Заявителей к сети СО
В отношении определенных категорий Заявителей СО обязана выполнить мероприятия вне зависимости от наличия
технической возможности, в том числе при отсутствии такой возможности в сети ССО, что приводит к спорным
ситуациям
Необходимые изменения во взаимоотношения
СО и ССО
Существенные условия договоров заключенных между СО и Заявителем, должны транслироваться в договор между
СО и ССО
Упрощенные требования к заявке направляемой в ССО в случае, когда требуется увеличение мощности в сущ.
точках присоединеия
Взаимодействие с органами местного
самоуправления в части формирования
планов развития территорий
Сетевой организации для формирования планов
развития необходимо четкое представление о
планах развития территорий
Предложения муниципальных образований по
планируемым к присоединению объектам на
будущие периоды показали свою
неэффективность(2007, 2008, 2009, 2010 г.г.).
Попадание составило от 3 до 7 %
Перекладывание ответственности за развитие
территорий, администрациями муниципальных
образований на сетевые организации
Отсутствие прогнозного спроса на мощность;
Точечное строительство объектов электросетевого
хозяйства по факту обращения заявителя, не
предусматривающее перспективное развитие
сетей.
Нормативно-правовые акты,
регламентирующие деятельность по
технологическому присоединению
1.Федеральный закон «Об электроэнергетике» от 26.03.2003 N 35-ФЗ.
2. «Правила технологического присоединения энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии,
объектов по производству электрической энергии, а также объектов электросетевого хозяйства, принадлежащих
сетевым организациям и иным лицам, к электрическим сетям», утверждённых Постановлением Правительства РФ от
27.12.2004 №861 (далее – «Правила технологического присоединения»).
3. «Методические указания по определению размера платы за технологическое присоединение к электрическим
сетям» утверждённые приказом ФСТ от 30.11.2010 №365-э/5 (далее – «Методические указания»).
4. «Основы ценообразования в отношении электрической и тепловой энергии в РФ», утверждённые постановлением
Правительства РФ от 26.02.2004 №109
5. Постановление Региональной службы по тарифам Ростовской области (далее - «РСТ РО») от 28.12.2010 №20/13
«Об установлении стандартизированных тарифных ставок платы за технологическое присоединение к
распределительным электрическим сетям филиала ОАО «МРСК Юга» - «Ростовэнерго» на 2011 год»
6. Постановление РСТ РО от 28.12.2010 №20/12 «Об установлении коэффициентов дифференциации платы за
технологическое присоединение к распределительным электрическим сетям территориальных сетевых организаций
по муниципальным образованиям Ростовской области».
70
Процедура технологического присоединения
а) подача заявки юридическим или физическим лицом (далее - заявитель), которое имеет намерение осуществить
технологическое присоединение, реконструкцию энергопринимающих устройств и увеличение объема
присоединенной мощности, а также изменить категорию надежности электроснабжения, точки присоединения, виды
производственной деятельности, не влекущие пересмотр (увеличение) величины присоединенной мощности, но
изменяющие схему внешнего электроснабжения энергопринимающих устройств заявителя;
б) заключение договора;
в) выполнение сторонами договора мероприятий, предусмотренных договором;
г) получение разрешения уполномоченного федерального органа исполнительной власти по технологическому
надзору на допуск в эксплуатацию объектов заявителя (за исключением объектов лиц, указанных в пунктах 12.1 - 14
Правил технологического присоединения);
г.1) осуществление сетевой организацией фактического присоединения объектов заявителя к электрическим сетям.
Для целей Правил технологического присоединения под фактическим присоединением понимается комплекс
технических и организационных мероприятий, обеспечивающих физическое соединение (контакт) объектов
электросетевого хозяйства сетевой организации, в которую была подана заявка, и объектов заявителя
(энергопринимающих устройств) без осуществления фактической подачи (приема) напряжения и мощности на
объекты заявителя (фиксация коммутационного аппарата в положении "отключено");
г.2) фактический прием (подача) напряжения и мощности, осуществляемый путем включения коммутационного
аппарата (фиксация коммутационного аппарата в положении "включено");
д) составление акта о технологическом присоединении и акта разграничения балансовой принадлежности и
эксплуатационной ответственности.
71
Действие Правил технологического
присоединения распространяется на случаи:
1. Присоединения впервые вводимых в эксплуатацию;
2. Ранее присоединенных реконструируемых энергопринимающих
устройств, присоединенная мощность которых увеличивается;
3. Ранее присоединенных энергопринимающих устройств у которых
изменяются:
- категория надежности электроснабжения;
- точки присоединения;
- виды производственной деятельности, не влекущие пересмотр
величины присоединенной мощности, но изменяющие схему
внешнего электроснабжения таких энергопринимающих устройств.
72
Оплата за технологическое присоединение
I.Фиксированная плата в размере не более 550 руб. (для заявителей с присоединяемой мощностью до 15кВт) независимо от наличия или
отсутствия технической возможности присоединения взимается в случаях:
- Максимальная присоединяемая мощность энергопринимающих устройств заявителя не превышает 15кВ включительно (с учётом ранее
присоединённой в данной точке присоединения мощности);
- расстояние от границы участка заявителя до объектов электросетевого хозяйства сетевой организации, в которую подана заявка, составляет не более
300 метров в городах и посёлках городского типа и не более 500 метров в сельской местности;
- объект электросетевого хозяйства сетевой организации, в которую подана заявка, расположенный на расстоянии не более 300 метров в городах и
посёлках городского типа и не более 500 метров в сельской местности, имеет класс напряжения необходимый заявителю.
II. Путём применения утверждённых стандартизированных ставок платы рассчитывается стоимость технологического присоединения при
наличии технической возможности присоединения, в случае присоединения на уровне напряжения ниже 35кВ и присоединяемой мощности менее
10 000кВА.
III. Путём расчёта платы согласно п. 15. Методических указаний, утверждаемого РСТ РО рассчитывается стоимость технологического
присоединения при наличии технической возможности присоединения, в случае присоединения на уровне напряжения не ниже 35кВ и мощности не
менее 10 000кВА.
IV. Путем расчёта платы по индивидуальному проекту рассчитывается стоимость технологического присоединения при отсутствии у сетевой
организации технической возможности присоединения, в том числе в случае, если мероприятиями технических условий предусмотрено
строительство (реконструкция) электросетевых объектов, не включённых в утверждённую инвестиционную программу сетевой организации.
Примечание:
Для некоммерческих организаций (садоводческое, огородническое или дачное некоммерческое товарищество, садоводческий, огороднический или
дачный потребительский кооператив, садоводческое, огородническое или дачное некоммерческое партнерство, садоводческое, огородническое или
дачное некоммерческое объединение, содержащиеся за счет прихожан религиозные организации, объединенные хозяйственные постройки граждан
(погреба, сараи и иные сооружения аналогичного назначения) плата рассчитывается как произведение 550 руб. на количество членов этой
организации.
73
Критерии наличия технической возможности
а) сохранение условий электроснабжения (установленной категории надежности
электроснабжения и сохранения качества электроэнергии) для прочих
потребителей, энергопринимающие установки которых на момент подачи заявки
заявителя присоединены к электрическим сетям сетевой организации или
смежных сетевых организаций;
б) отсутствие ограничений на присоединяемую мощность в объектах
электросетевого хозяйства, к которым надлежит произвести технологическое
присоединение;
в) отсутствие необходимости реконструкции или расширения (сооружения новых)
объектов электросетевого хозяйства смежных сетевых организаций либо
строительства генерирующих объектов для удовлетворения потребности
заявителя.
74
Действия сетевой организации при
отсутствии технической
возможности присоединения
Технологическое присоединение по индивидуальному проекту при
отсутствии технической возможности технологического
присоединения энергопринимающих устройств, указанных в заявке
Технологическое присоединение объекта заявителя, требующее
строительство новой ПС 110 кВ, или увеличение отбора мощности из сетей
ОАО «ФСК ЕЭС» (далее - «ФСК») и заключение договора на
технологическое присоединение между ФСК и ОАО «МРСК Юга».
1. Сетевая организация в 30 дневный срок после получения заявки
направляет в уполномоченный орган исполнительной власти в области
государственного регулирования тарифов заявление об установлении
платы за технологическое присоединение по индивидуальному проекту.
2. Сетевая организация уведомляет заявителя о направлении заявления об
установлении платы с приложенными к нему материалами в
уполномоченный орган исполнительной власти в области
государственного регулирования тарифов в срок не позднее 3 рабочих
дней со дня их направления.
3. Уполномоченный орган исполнительной власти в области
государственного регулирования тарифов утверждает плату за
технологическое присоединение по индивидуальному проекту с разбивкой
стоимости по каждому мероприятию, необходимому для осуществления
технологического присоединения по индивидуальному проекту, в течение
30 рабочих дней со дня поступления заявления об установлении платы.
4. Сетевая организация направляет заявителю проект договора,
индивидуальные технические условия (в случае, если индивидуальные
технические условия в соответствии с настоящими Правилами подлежат
согласованию с системным оператором, - индивидуальные технические
условия, согласованные с системным оператором), являющиеся
неотъемлемым приложением к этому договору, а также решение
уполномоченного органа исполнительной власти в области
государственного регулирования тарифов об утверждении платы за
технологическое присоединение по индивидуальному проекту не позднее
3 рабочих дней со дня вступления в силу указанного решения.
1) Заключение между ОАО «МРСК Юга» и заявителем соглашения о
компенсации фактически понесенных расходов, связанных с расчетом платы
за технологическое присоединение, определенных РСТ РО при утверждении
платы за технологическое присоединение по индивидуальному проекту.
2) Подача ОАО «МРСК Юга» заявки на увеличение отбора мощности в ФСК в
связи с присоединением новой ПС 110кВ.
3) Заключение между ОАО «МРСК Юга» и ФСК соглашения о компенсации
затрат фактически понесенных расходов, определенных ФСТ РФ при
утверждении платы за технологическое присоединение по индивидуальному
проекту.
4) Разработка ФСК проектно-сметной документации и подача дела в ФСТ РФ
на установление индивидуального тарифа для ОАО «МРСК Юга»
5) Предоставление оферты договора между ФСК и ОАО «МРСК Юга», а также
копии Приказа ФСТ РФ в течение 3-х дней с момента опубликования Приказа
ФСТ РФ об утверждении тарифа для ОАО «МРСК Юга».
6) Формирование и подача ОАО «МРСК Юга» в РСТ РО тарифного дела для
утверждения платы по индивидуальному проекту (в целях присоединения
объекта заявителя с учетом затрат ФСК – 15 дней с момента заключения
договора между ФСК и ОАО «МРСК Юга».
7) Установление РСТ РО тарифа для ОАО «МРСК Юга» – 30-45 дней с
момента подачи дела.
8) Предоставление заявителю оферты договора об осуществлении
технологического присоединения в течение 3-х дней с момента опубликования
Постановления РСТ РО об утверждении тарифа для заявителя, ОАО «МРСК
Юга»
75
Рассрочка платежей за
технологическое присоединение
Индивидуальные предприниматели и
юридические лица присоединяющие мощность от
15 до 100 кВт (по одному источнику
электроснабжения)
15% - 15 дней с даты заключения договора;
30% - 60 дней с даты заключения договора;
45% - 15 дней после подписания Акта о
выполнении ТУ, акта осмотра и Акта РБП;
10%
15
дней
после
фактического
присоединения.
Заявители присоединяющие мощность
до 750 кВА
10% - 15 дней с даты заключения договора;
30% - 60 дней с даты заключения договора;
20% - 180 дней с даты заключения договора;
30% - 15 дней после подписания Акта о
выполнении ТУ, акта осмотра и Акта РБП;
10% - 15 дней после фактического
присоединения.
По желанию таких заявителей может также
предусматриваться рассрочка платежа 5-95,
т.е.
5%
перечисляется
до
момента
присоединения, оставшиеся 95% в течение трех
лет равными долями ежеквартально
76
Проблемные вопросы.
Расчет платы посредством стандартизированных тарифных
ставок
1. Определение длин линий, которые необходимо построить до границы земельного участка Заявителя
Данная информация в настоящий момент может быть подготовлена по заказу Заявителя проектной организацией и согласована с
уполномоченным представителем Филиала с непосредственным выездом на местность. Длина линии электропередачи определяется
камерально на планах землепользования и уточнена на местности методом детального рекогносцировочного обследования и визуального
трассирования. Использование данного метода требует топографической съёмки местности. Топографическая съёмка местности
предназначена для получения актуальных и достоверных данных об участке, рельефе на нем, расположенных зданиях на нем, подземных
коммуникациях и т.д. Топографическую съёмку возможно заказать для изготовления в специализированной организации или получить
копию возмездно из Архитектурного подразделения. Это осуществляется на возмездной основе, однако у сетевой организации данные
расходы не предусмотрены. В связи с этим необходимо иметь единый подход для определения длины линии электропередачи,
устраивающий как Заявителя, так и сетевую организацию, и прежде всего, единую методику выполнения измерений, разработанную и
аттестованную в установленном порядке, а также поверенные измерительные приборы, соответствующие данной методике.
2. Сложность понимания методики расчета платы для Заявителей
Сложность расчётной формулы и использование в расчёте ряда «непрозрачных» коэффициентов и индексов-дефляторов вызывает у
многих заявителей непонимание расчёта стоимости услуги и как следствие обращения в уполномоченные органы по обеспечению
контроля за соблюдением Правил технологического присоединения. Из опыта работы сетевой организации за первое полугодие 2011 года
Филиалом были подготовлены ряд писем в РСТ РО с предложением о разъяснении порядка применения стандартизированных тарифных
ставок.
77
Проблемные вопросы.
Срок осуществления мероприятий по технологическому
присоединению
Работы проводимые Филиалом при наличии строительства сетей до границы земельного участка
Заявителя:
1. Проектные работы включают в себя:
- Разработку технического задания для проектирования;
- Выбор проектировщика на конкурсной основе (для мелких объектов – сбор коммерческих
предложений самостоятельно до 5 дней, для крупных объектов – торгово-закупочные процедуры в
соответствии с положением о проведении регламентированных закупок товаров, работ, услуг для
нужд ОАО «МРСК Юга» от 10 до 30 дней);
- Проведение внутриведомственной экспертизы проекта.
2. Строительно-монтажные и пуско-наладочные работы:
- Проведение конкурсных процедур по выбору подрядной организации;
- Непосредственное строительство.
78
Проблемные вопросы.
Опосредованное присоединение потребителей
Процедура опосредованного присоединения потребителей включает в себя:
1. Получение согласования или технических условий от собственника электросетевого объекта, определяющих
перечень мероприятий, выполняемых Заявителем в сети собственника;
2. Подача заявки в сетевую организацию на технологическое присоединение;
3. Заключение договора технологического присоединения с сетевой организацией.
Трудности, возникающие при опосредованном присоединении потребителей:
1. Невозможность доведения сетей до границы земельного участка;
2. Трудность в оформлении технических условий, актов о технологическом присоединении и актов разграничения
балансовой принадлежности;
3.Невозможность непосредственного присоединения потребителей сетевой организацией.
Проблемы, связанные с передачей электроэнергии при опосредованном присоединении потребителей
1. Требование хозяина объектов электросетевого хозяйства через определённый промежуток времени покрытия
расходов на потери электроэнергии и участия в несении затрат на обслуживание и ремонт электроустановки;
2. Прекращение оплаты основным абонентом за потреблённую электроэнергию, и невозможность сетевой компании
не может его отключить или ограничить, так как у него есть присоединённый субабонент, исправно оплачивающий за
оказанную услугу;
3. Возникновение ситуации, когда меняется собственник объектов электросетевого хозяйства, который начинает
вести работу по отключению присоединённых к нему субабонентов.
79
Проблемные вопросы.
Опосредованное присоединение потребителей
Критерии невозможности отказа от опосредованного присоединения
1. Появление мелких предприятий на внутренних площадках старых крупных предприятий, занимающих обширную
территорию и имеющих развитую электрическую сеть;
2. Техническая невозможность прокладки дополнительных сетей к электроустановкам новых заявителей;
3. Значительная удалённость объектов от сетей электросетевых компаний, делающая экономически
нецелесообразным строительства многокилометровых сетей, что не может быть оплачено Заявителем без несения
серьёзных финансовых затрат, не предусмотренных бюджетом.
На основании 26-й статьи Федерального Закона № 35 сетевая организация предлагает следующий порядок
действий:
- Заявитель, который заинтересован в технологическом присоединении и не имеет возможности осуществить присоединение на
условиях, предлагаемых сетевой компанией, заключает соглашение о технологическом присоединении, либо договор на технологическое
присоединение с владельцем объекта электросетевого хозяйства (далее Абонент), от которого планируется выполнить опосредованное
технологическое присоединение.
- Абонент подаёт в сетевую компанию заявку на увеличение мощности в связи с присоединением к своей сети Заявителя.
- Сетевая компания заключает с Абонентом договор на ТП в целях увеличения мощности для присоединения Заявителя. Все
взаимоотношения и расчёты по данному договору производятся между сетевой компанией и Абонентом. Заявитель может выступить по
данному договору как плательщик.
- После выполнения вышеуказанного договора ТП между сетевой компанией и Абонентом подписываются новые Акты ТП, РБП. В Акте
ТП будет указана собственная мощность Абонента и отдельной строкой выделена мощность Заявителя, в интересах которого был
заключён договор ТП. Таким образом, Заявитель будет иметь возможность заключить прямой договор энергоснабжения с
энергосбытовой компанией и на законных основаниях пользоваться своей мощностью, имея соглашение либо договор ТП с абонентом, к
которому он осуществил технологическое присоединение.
80
Доклад окончен
Спасибо за внимание!
81
ПРИНЯТИЕ НА БАЛАНС
БЕСХОЗНЫХ ОБЪЕКТОВ
ЭЛЕКТРОСЕТЕВОГО
ХОЗЯЙСТВА
1. Общие положения.
Законодательство Российской Федерации в электроэнергетике основывается на
Конституции РФ РФ и состоит из Гражданского кодекса Российской Федерации,
Закона об электроэнергетике и иных регулирующих отношения в сфере
электроэнергетики федеральных законов, а также указов Президента Российской
Федерации и постановлений Правительства РФ, принимаемых в соответствии с
указанными федеральными законами. Предметом регулирования Федерального
закона «Об электроэнергетике» является установление правовых основ
экономических отношений в сфере электроэнергетики, определение полномочий
органов государственной власти на регулирование этих отношений, основных прав и
обязанностей субъектов электроэнергетики при осуществлении деятельности в
сфере электроэнергетики.
По терминологии, применяемой Законом об электроэнергетике, к объектам
электросетевого
хозяйства
относятся
линии
электропередачи,
трансформаторные и иные подстанции, распределительные пункты и иное
предназначенное для обеспечения электрических связей и осуществления передачи
электрической энергии оборудование. Указанные объекты по природе вещи могут
относиться как к недвижимому имуществу (недвижимости), так и к иному
(движимому) имуществу. Также объекты электросетевого хозяйства в понятии
гражданского права часто могут представлять собой сложные вещи или комплексы.
Бесхозяйной является вещь, которая не имеет собственника или собственник
которой неизвестен либо, если иное не предусмотрено законами, от права
собственности на которую собственник отказался (пункт 1 статьи 225
Гражданского кодекса Российской Федерации, далее - ГК РФ).
Согласно пункту 3 статьи 218 ГК РФ в случаях и в порядке, которые
предусмотрены ГК РФ, лицо может приобрести право собственности на имущество,
не имеющее собственника, на имущество, собственник которого неизвестен, либо на
имущество, от которого собственник отказался или на которое он утратил право
собственности по иным основаниям, предусмотренным законом. Порядок
приобретения права собственности на бесхозяйные вещи установлен статьёй 225 ГК
РФ.
В силу пункта 4 части 1 статьи 15 Федерального закона от 06.10.2003 N 131-ФЗ
"Об общих принципах организации местного самоуправления в Российской
Федерации" к вопросам местного значения поселения относится, в частности,
организация в границах поселения электро-, тепло, газо- и водоснабжения
населения, водоотведения, снабжения населения топливом. Обращение в суд с
требованием о признании права муниципальной собственности на бесхозяйную
вещь по смыслу норм статьи 225 ГК РФ составляет право органов местного
самоуправления.
При наличии бесхозяйных сетей абзацем вторым пункта 1 статьи 38 Закона об
электроэнергетике предусматривается, что ответственность за надежность обеспечения
электрической энергией и ее качество перед потребителями электрической энергии,
несут организации, к электрическим сетям которых такие объекты присоединены.
Постановление Правительства от 31 августа 2006 г. N 530 “Об утверждении основных
положений функционирования розничных рынков электрической энергии” конкретезирует
в пункте 114
- В случае если энергопринимающие устройства потребителя
присоединены к сетям сетевой организации через энергопринимающие устройства
бесхозяйных объектов электросетевого хозяйства, сетевая организация несет
ответственность перед потребителем за надежность снабжения его электрической
энергией и ее качество в пределах границ балансовой принадлежности объектов
электросетевого хозяйства сетевой организации.
Лицо, владеющее
энергопринимающим устройством (энергетической установкой), либо лицо,
назначенное уполномоченным органом местного самоуправления для управления
бесхозяйными объектами электросетевого хозяйства до перехода к нему права
собственности на указанные объекты в установленном законодательством
Российской Федерации порядке, отвечает за надежность обеспечения таких
потребителей электрической энергией и ее качество в пределах своих границ
эксплуатационной ответственности, определенных в соответствующем договоре.
Орган местного самоуправления является единственным органом, обладающим
правом подачи заявления о постановке имущества на учёт в качестве бесхозяйного в
Управление Федеральной службы государственной регистрации, кадастра и
картографии по Ростовской области в порядке, определенном Положением о
принятии на учёт бесхозяйных недвижимых вещей, утвержденным Постановлением
Правительства Российской Федерации от 17 сентября 2003 г. N 580.
Процедура установления прав на бесхозяйные вещи занимает длительное время,
в течении которого объект недвижимого имущества не может участвовать в
гражданском обороте. Государственный технический учет и техническая
инвентаризация объектов недвижимого имущества осуществляются органами БТИ
до учета объектов недвижимого имущества в качестве бесхозяйных вещей. Кроме
того, если в течение одного года с момента постановки на учет бесхозяйного объекта
электросетевого хозяйства эксплуатирующая сетевая организация в целях
осуществления технологического присоединения осуществляет реконструкцию
данного объекта, то орган местного самоуправления должен также подать заявление
в органы Росрегистрации с целью учета произведенных изменений.
После публикации сведений о бесхозяйном объекте, по истечении года со дня
постановки бесхозяйной недвижимой вещи на учёт, орган, уполномоченный
управлять муниципальным имуществом, может обратиться в суд с требованием о
признании соответственно права муниципальной собственности на данную вещь.
Вместе с тем подача органом местного самоуправления в Росрегистрацию
заявления о принятии на учет недвижимого объекта электросетевого хозяйства - не
влечет возложения на него обязанностей по эксплуатации этого имущества.
Более того, органы местного самоуправления не отвечают требованиям Закона об
электроэнергетике, а потому не могут рассматриваться в качестве сетевых
организаций, обладающих специальным правовым режимом профессиональных
субъектов электроэнергетики.
Следовательно, в случае постановки на учет по заявлению органа местного
самоуправления бесхозяйного объекта электросетевого хозяйства, эксплуатируемого
сетевой организацией, этот орган обязан передать указанный объект сетевой
организации на определённых правовых основаниях.
2. Необходимость устранения проблемы эксплуатации безхозяйных объектов
электроснабжения
Организация экономических
отношений и основы государственной
политики в сфере электроэнергетики
базируются на принципе обеспечения
бесперебойного и надежного
функционирования
электроэнергетики.
Услуга по осуществлению сетевой
организацией мероприятий по
технологическому присоединению к
ее электрическим сетям в отрыве от
услуги по передаче электрической
энергии, оказываемой этой сетевой
организацией, самостоятельного
значения не имеет.
Федеральным законом N 250-ФЗ "О внесении
изменений в отдельные законодательные акты
Российской Федерации в связи с осуществлением
мер по реформированию Единой энергетической
системы России", установлено, что при наличии
бесхозяйных сетей ответственность за надежность
обеспечения электроэнергией и ее качество перед
потребителем
может
быть
возложена
на
организации, к электрическим сетям которых
присоединены энергопринимающие устройства
потребителей. Абзацем вторым пункта 4 статьи 28
Закона
об
электроэнергетике
не
только
установлена возможность включения в полном
объеме
в
тарифы
для
организаций,
осуществляющих
эксплуатацию
бесхозяйных
объектов электросетевого хозяйства, расходов,
связанных с эксплуатацией таких объектов, но и
возложено бремя содержания таких объектов.
Услуга
по
осуществлению
сетевой
организацией
мероприятий
по
технологическому
присоединению
к
ее
электрическим сетям в отрыве от
услуги
по
передаче
электрической
энергии,
оказываемой
этой
сетевой
организацией, самостоятельного
значения не имеет. Обеспечение
технологического присоединения
к
бесхозяйным
объектам
электросетевого
хозяйства
должно возлагаться на сетевую
организацию, эксплуатирующую
данный объект.
ОАО «Донэнерго» не располагает источниками финансирования затрат, связанных
с содержанием бесхозяйных сетей. Затраты на их приобретение могут быть
компенсированы только за счёт включения данных расходов в инвестиционную
программу на соответствующий период регулирования, однако на момент
формирования инвестиционной программы ОАО «Донэнерго» не может иметь
необходимую информацию для определения величины затрат и их обоснования.
Таким образом, затраты на приобретение электросетевых объектов, признанных
бесхозяйной вещью, могут быть включены в инвестиционную программу лишь на
период, последующий году признания и государственной регистрации права
муниципальной собственности, но выполнять инвестиционную программу сетевой
компании необходимо «уже сейчас», и, соответственно, средства на её выполнение
тоже нужны в течение года и в полном объеме.
.
Единственным возможным источником финансирования этих расходов будут
являться учтённые средства в тарифах для организаций, осуществляющих
эксплуатацию бесхозяйных объектов электросетевого хозяйства
3.Варианты владения и приобретения
Приобретение в собственность ОАО
«Донэнерго» объектов электроснабжения,
признанных муниципальной собственностью
в ходе проведения процедур,
предусмотренных законом для признания
прав на бесхозяйные недвижимые вещи.
Согласно пункту 1 статьи 5 Федерального
закона "О приватизации государственного и
муниципального имущества« № 178-ФЗ,
покупателями
государственного
и
муниципального
имущества
не
могут
выступать юридические лица, в уставном
капитале которых доля субъектов Российской
Федерации превышает 25%.
В связи с
наличием единственного держателя акций
ОАО «Донэнерго» в лице субъекта РФ Ростовской области, вариант приобретения в
собственность
акционерного
общества
объектов электроснабжения, составляющих
муниципальную собственность, неприемлем
в силу законодательства РФ.
Пользование на праве аренды.
В
ходе
проведения
процедуры
признания
прав
на
бесхозяйные
недвижимые вещи, после постановки
на учет по заявлению органа местного
самоуправления бесхозяйного объекта
электросетевого хозяйства, в период не
менее одного года муниципалитет не
может
распорядиться
объектом
электроэнергетики путём передачи его
в аренду электросетевой организации.
Если
права
арендодателя
на
недвижимое
имущество
не
зарегистрированы за ним в Едином
государственном реестре прав на
недвижимое имущество и сделок с ним
то договор аренды такого имущества
ничтожен.
Относительно
объектов
иного
(движимого)
имущества,
требуется наличие вступившего в
законную силу решения суда
Таким образом, до момента признания права муниципальной
собственности
на
бесхозяйную недвижимую вещь, но после
постановки ее на учет как бесхозяйной, орган уполномоченный
управлять муниципальным имуществом может передать эту
бесхозяйную недвижимую вещь в управление гарантирующему
поставщику (энергосбытовой организации) и (или) сетевой организации
на основании не предусмотренного законом или иными правовыми
актами договора гражданско-правового характера (пункт 2 статьи 412 ГК
РФ), условия которого определяются по усмотрению сторон.
4. Практика ОАО «Донэнерго» по принятию в пользование (или на баланс) объектов
электроснабжения.
Приказом от 01.03.2011 года № 49 создана постоянно действующая комиссия по
приему в собственность ОАО «Донэнерго» объектов электро-, теплоснабжения,
объектов от сторонних организаций и возмещению ущербов при выносе (переносе)
собственных объектов, которая оценивает:
экономическую целесообразность расходов, связанных с оформлением и
содержанием бесхозяйного имущества;
- прогноз доходов, получение которых возможно от оказания услуг по передаче
через бесхозяйные сети;
- анализ перспективы технологического присоединения через бесхозяйные
электросетевые объекты.
При этом, именно «бесхозяйных» объектов ОАО «Донэнерго» в силу наличия
проблемных
вопросов в законодательстве не принимало. Решение о
целесообразности приёма объектов электросетевого хозяйства в пользование или
собственность акционерного общества принимаются на основании опросных листов,
подготовленных структурными подразделениями и службами ОАО «Донэнерго». В
действительности, за шесть месяцев деятельности комиссии в адрес ОАО
«Донэнерго» не поступило ни одного предложения от органов местного
самоуправления по оформлению прав и приёму на баланс бесхозяйных объектов,
потому что обращение в суд с требованием о признании права муниципальной
собственности на бесхозяйную вещь по смыслу норм статьи 225 ГК РФ составляет
право органов местного самоуправления, а не обязанность!
Проблемные вопросы
Необходимо
отметить,
что,
как
правило,
слово
«бесхозяйные»
объекты
надумано.
Это
или
брошенные сети или сети, которые по
ряду причин не эксплуатируются. И
чтобы не плодить подобные сети
муниципальным
образованиям
необходимо проводить работу с
бывшими собственниками, которых не
сложно отыскать. Так например,
практически
всегда
имеется
возможность восстановить документы
о сдаче объектов, о вводе их в
эксплуатацию и др. в которых числится
собственник.
Вместе с тем, имеется еще один
проблемный и очень важный вопрос
связанный
границами
балансовой
принадлежности. Согласно постановлению
Правительства РФ от 13.08.2006 № 491
граница раздела сетей должна проходить
по стене дома. Однако в постановлении
Правительства РФ от 27.12.2004 № 861
сетевая компания несет ответственность
до границ земельного участка. Таким
образом, как правило в промежутке
появляется сети которые ТСЖ не хочет
эксплуатировать, а ОАО «Донэнерго» не
имеет возможности их эксплуатировать.
Бесхозяйные объекты
Докладчик: Главный инженер филиала
ОАО «МРСК Юга»–«Ростовэнерго»
В.М. Абаимов
Ставка арендной платы в рублях без НДС в год опор линий электропередачи, принадлежащих
ОАО «МРСК Юга» на праве собственности, напряжением 0,4 кВ
Аварийное
Плохое состояние
Отличное
состояние
Хорошее
состояние
Удовлетворитель
ное состояние
Железобетонные опоры
Аварийное
Плохое состояние
Отличное
состояние
Хорошее
состояние
Удовлетворитель
ное состояние
Аварийное
Тип линии
Плохое состояние
№
пп.
Отличное
состояние
Хорошее
состояние
Удовлетворитель
ное состояние
место нахождения опоры – поселок
Металлические опоры
Деревянные опоры
Сети уличного освещения,
1 выполненные
изолированным проводом
410
565
819 1 067 1 566
64
77
99
127
164
60
74
104
152
192
Сети уличного освещения,
2 выполненные
неизолированным проводом
410
565
819 1 067 1 566
64
77
99
127
164
60
74
104
152
192
Ставка арендной платы в рублях без НДС в год опор линий электропередачи, принадлежащих
ОАО «МРСК Юга» на праве собственности, напряжением 0,4 кВ
Хорошее
состояние
Удовлетворител
ьное состояние
97
125 162
58
71
102
150 190
Сети уличного освещения,
выполненные
2
неизолированным
проводом
408
563
816 1 065 1 563
61
75
97
125 162
58
71
102
150 190
Аварийное
Отличное
состояние
75
Плохое
состояние
Удовлетворител
ьное состояние
61
Аварийное
Хорошее
состояние
816 1 065 1 563
Плохое
состояние
Отличное
состояние
563
Аварийное
Хорошее
состояние
408
Тип линии
Плохое
состояние
Отличное
состояние
Железобетонные опоры
Сети уличного освещения,
1 выполненные
изолированным проводом
№
пп.
Удовлетворител
ьное состояние
место нахождения опоры – сельские поселения
Металлические опоры
Деревянные опоры
Восстановление сети НО в 2011г.
Инвестиционная программа филиала
ОАО «МРСК Юга» - «Ростовэнерго» 2011 года
Населённые пункты в 23 районах Ростовской области,
где планируется восстановление сетей
наружного освещения
51 объект электрических сетей 0,4-10 кВ
Общая протяженность 234,2 км,
сметная стоимость строительно-монтажных работ 54,6 млн.руб.
Стоимость строительства 1 км сетей наружного освещения на опорах
ВЛ 0,4 кВ составляет 340 тыс.руб.
Порядок организации работы по НО
Предлагается установить следующий порядок по организации данной работы:
1. До включения объекта с наружным освещением в инвестиционную программу
заключить между ОАО «МРСК Юга» (филиалом ОАО «МРСК Юга» «Ростовэнерго» или РЭС) и администрацией соответствующего района или
муниципального образования договор на оказание комплексных услуг по
обслуживанию сетей наружного с включением в него следующих условий:
- затраты на расход электрической энергии объектами наружного освещения;
- возмещение понесённых Обществом затрат в течении 5-10 лет на
проектирование и строительно–монтажные работы на реконструкцию сетей
наружного освещения персоналом ОАО «МРСК Юга»;
- возмещение понесённых Обществом ежегодных затрат на техническое
обслуживание и ремонт сетей наружного освещения.
2. К техническому заданию на проектирование сетей наружного освещения,
составляемом в филиале ОАО «МРСК Юга» - «Ростовэнерго», должен быть
приложен заключённый договор на оказание комплексных услуг по
обслуживанию сетей наружного освещения с обосновывающими материалами.
Особенности расчетов с исполнителями коммунальных услуг на розничном
рынке электрической энергии и мощности
Докладчик: Шевченко В.А. - заместитель начальника управления по
розничной реализации электроэнергии и мощности ООО «Донэнергосбыт»
14.10.2011
Изменения в жилищном законодательстве.
Постановлением Правительства РФ
от 06.05.2011 г. № 354
1. Внесены изменения в «Правила предоставления коммунальных услуг
гражданам», утв. ПП РФ № 307 от 23.05.2006 г.
Дата начала действия: с 09.06.2011 г.
2.
3.
Внесены изменения в «Правила содержания общего имущества в
многоквартирном доме », утв. ПП РФ № 491 от 13.08.2006 г.
Дата начала действия: с 09.06.2011 г.
Утверждены «Правила предоставления коммунальных услуг
собственникам и пользователям помещений в многоквартирных
домах и жилых домах»
Дата начала действия: точная дата не определена,
предположительно не ранее 24 ноября 2011 года
Изменения в «Правила предоставления коммунальных услуг гражданам»,
утвержденные Постановлением Правительства РФ от 23.05.2006г. №307 (в
ред. ПП РФ № 354)
Основные изменения
в «Правилах предоставления коммунальных услуг гражданам»,
утв. ПП РФ № 307 от 23.05.2007 г. (в ред. ПП РФ № 354)
1. Начисление ОДН на нежилые
помещения
(магазины, аптеки и пр.)
2. Возможность ограничения
за задолженность в 3 норматива
3. Начисление ОДН
на норматив потребления Э/Э
«+» и «-»:
+ Меньшие коэффициенты ОДН
+ Уменьшение срока до начала «эффективного» взыскания
+ Отсутствие нераспределенного объема э/э
- Сложности биллинга
- Отсутствии практики
по взысканию ОДН с юр.лиц
Порядок расчётов в «Правилах предоставления коммунальных услуг гражданам»,
утв. ПП РФ № 307 от 23.05.2011 г. (в ред. ПП РФ № 354)
Порядок расчётов при наличии ОПУ и наличии полностью
или частично индивидуальных ПУ
Было:
Было:
Wобщ
=>
Формула: 9 с июня 2011 г.
Формула: 3
Формула: 9
Порядок расчётов по «Правилам предоставления коммунальных услуг гражданам»,
утв. ПП РФ № 307 от 23.05.2011 г. (в ред. ПП РФ № 354)
Расход по ОДУ: 3000 кВт.ч.;
Расход по ИПУ (кв. 2-11) : 1900 кВт.ч.;
Расход по норм. (кв. 1): 87 кВт.ч.;
Расход по ПУ (аптека): 230 кВт.ч.;
Было:
Кв.1 1х87 кВт.ч 87 кВт.ч
3000 230
Кв.2
х 200 279 кВт.ч
1900 87
Аптека 230 кВт.ч
=>
Wобщ
С июня 2011 г. :
3000
Кв.1
х87 118 кВт.ч
1900 87 230
Кв.2
3000
х 200 271кВт.ч
1900 87 230
Аптека
3000
х 230 311кВт.ч
1900 87 230
Изменения в «Правила содержания общего имущества в многоквартирном
доме», утв. ПП РФ № 491 от 13.08.2006 г. (в ред. ПП РФ № 354)
Основные изменения
в «Правила содержания общего имущества в многоквартирном доме»,
утв. ПП РФ № 491 от 13.08.2006 г. (в ред. ПП РФ № 354)
в ред. ПП РФ № 354)
1. обеспечение установки, ввода
в эксплуатацию и надлежащей
эксплуатации общедомовых
приборов
учета используемых
коммунальных ресурсов
2. Организация мест
для накопления и накопление
отработанных ртутьсодержащих ламп,
а также их передача в
специализированные
организации для целей
дальнейшей утилизации
3. Установлена ответственность УО
и ТСЖ (ЖК, ЖСК) за невыполнение
работ по оснащению многоквартирного
дома общедомовым прибором учета
коммунальных ресурсов к
Установленному решением
собственников помещений сроку
+ Указаны конкретные сроки ввода в эксплуатацию ОПУ
+ Снижение вероятности негативного
воздействия паров ртути на человека
-
Риск уклонения ИКУ от
заключения договоров
с РСО в котором расчеты производятся
по ОПУ, при этом сетевая компания
производит расчеты переданной э/э
по вновь установленному ей ОПУ
-
Изменения в жилищном законодательстве.
ПП РФ № 354 от 06.05.2011 г.
Взамен
«Правил предоставления коммунальных услуг гражданам»
вступят в силу
«Правила предоставления коммунальных услуг собственникам и
пользователям помещений в многоквартирных домах и жилых домах»
Контрольные точки, предшествующие дате вступления в силу
«Новых» «правил предоставления коммунальных услуг собственникам
и пользователям помещений в многоквартирных домах и жилых домов»
Постановление
Правительства
РФ от 06.05.2011г.
№354. Вступило в
силу 09.06.2011г.
не позднее
3 месяцев
(до
09.09.2011
г.)
Изменения
в
порядке
заключения
15 дней на
Поступление в
Утверждение
договоров
с
рассмотрение,
но
Правительство
Правительством
Минюст жилых
и ли
собственниками
иРФ Правил
РФ проекта
Правительство
нежилых
помещений
«Правил
установления и
может
вернуть на
установления и
определения
доработку
определения
нормативов
нормативов
потребления
потребления
коммунальных
коммунальных
услуг»
услуг»
Изменения в
порядке Конечная дата вступления в действие
установления «новых» Правил - не менее 5,5
нормативов месяцев после вступления в силу
Постановления Правительства РФ от
06.05.2011г. №354
Изменения в
порядке
расчетов
2 месяца
(24.11.2011г.
Вступление в силу
«Новых» Правил
предоставления
коммунальных услуг,
утвержденных
Постановлением
Правительства РФ от
06.05.2011г. №354
Изменения в жилищном законодательстве.
ПП РФ № 354 от 06.05.2011 г.
Взамен
«Правил предоставления коммунальных услуг гражданам»
вступят в силу
«Правила предоставления коммунальных услуг собственникам и
пользователям помещений в многоквартирных домах и жилых домах»
Изменения
в порядке заключения
договоров с
собственниками жилых и
нежилых помещений
ПП РФ
№ 354
Изменения в
порядке
установления
нормативов
Изменения в
порядке
расчетов
Изменения в жилищном законодательстве.
ПП РФ № 354 от 06.05.2011 г.
Основные положения «Правил предоставления коммунальных услуг
собственникам и пользователям помещений в многоквартирных
домах и жилых домах»,
утв. ПП РФ № 345 от 06.05.2011 г.:
1. Из нормативов должна быть исключена э/э на общедомовые нужды.
2. Должны быть утверждены нормативы потребления э/э на общедомовые
нужды.
3. Должны быть утверждены нормативы потребления э/э при использовании
земельного участка и надворных построек.
4.
5.
6.
7.
Должна быть утверждена примерная форму платежного документа для внесения
платы за содержание и ремонт жилого помещения и предоставление коммунальных
услуг, а также методические рекомендации по ее заполнению.
Должна быть утверждена примерная форма договора управления многоквартирным
домом.
Собственники нежилых помещений вправе заключать договоры энергоснабжения с
РСО. Т.е. они также могут заключать договор с УО (ТСЖ,ЖСК). Однако в случае
поставки электроэнергии в нежилое помещение по договору энергоснабжения с РСО,
долю потребления в МОП собственники будут ее оплачивать исполнителю.
Договор о предоставлении коммунальных услуг может быть заключен как в
письменной так и в устной форме (путем совершением потребителем конклюдентных
действий)
Изменения в жилищном законодательстве.
ПП РФ № 354 от 06.05.2011 г.
Основные положения «Правил предоставления коммунальных услуг собственникам и
пользователям помещений в многоквартирных домах и жилых домах»,
утв. ПП РФ № 345 от 06.05.2011 г.: (продолжение)
8.
9.
10.
11.
12.
13.
14.
15.
Определены сроки снятия индивидуальных и общих приборов учета коммунальных
ресурсов. При этом граждане-потребители могут передавать показания
индивидуальных ПУ через Интернет, по телефону и и т.д.
Исполнитель имеет право осуществлять проверку правильности снятия
потребителем показаний ИПУ не чаще 1 раза в 3 месяца (ранее – не чаще 1 раза в 6
месяцев).
Потребитель имеет право устанавливать и требовать ввода в эксплуатацию
индивидуального ПУ, позволяющего измерять объемы потребленной э/э по зонам
суток, даже если общедомовой ПУ не позволяет измерять объемы потребленной э/э
по зонам суток.
В случае отсутствия индивидуального ПУ расчет производится исходя из нормативов
потребления коммунальных услуг и количества проживающих (временно и
постоянно). При этом в обязанности потребителя входит информирование
исполнителя о временно проживающих гражданах. В ранее действующих Правилах
учитывалось количество зарегистрированных человек.
Потребители в МКД отдельно вносят плату за услуги, потребленные в помещении и
отдельно плату за услуги, потребленные на ОДН.
В случае не предоставления показаний ПУ или в случае не допуска потребителем,
осуществляется расчет исходя из среднемесячного потребления коммунальных услуг
(не более 3 месяцев подряд) или по нормативам.
Изменился порядок расчетов безучетного потребления для граждан – потребителей.
Предусмотрено право потребителя требовать предоставление рассрочки платежа в
случае 25% превышение размера платы за жилое помещение от предыдущего
расчетного периода.
Изменения в жилищном законодательстве.
ПП РФ № 354 от 06.05.2011 г.
Порядок расчётов при наличии ОПУ и наличии полностью
или частично индивидуальных ПУ
С июня 2011 г.:
=>
Wобщ
ПП РФ № 354;
Формула: 12
Изменения в жилищном законодательстве.
ПП РФ № 354 от 06.05.2011 г.
Было:
Порядок расчётов при отсутствии ОПУ
и наличии полностью или частично индивидуальных ПУ
При отсутствии ИПУ
При наличии ИПУ
=>
Wобщ
ПП РФ № 354
Формула: 15
SWOT – анализ ПП РФ № 354
1. Детализация: ликвидированы
многие «пробелы» ПП РФ № 307
2. Отсутствие нераспределенных
объемов э/э
1. Неясен порядок работы ряда
принятых механизмов:
предоставление рассрочки
потребителю, контроль за
предоставлением потребителем
численности проживающих и т.д.
2. Распределение ОДН на норматив
потребления и на юр.лиц. =>
сложности биллинга
1. Усилена ответственность как
исполнителей коммунальных услуг
так и потребителей за невыполнение
обязательств
1. Остался «острым» вопрос по срокам введения
ограничений за задолженность в отношении
граждан-потребителей. Риски как для ИКУ так
и для РСО ввиду возникновения больших
кассовых разрывов.
2. Вследствие необходимости взыскания
задолженности с граждан-потребителей – риск
появления негативного имиджа для компании
который
не соответствует клиенто-ориентированному
подходу
Изменения в жилищном законодательстве.
ПП РФ № 354 от 06.05.2011 г.
Вопросы для обсуждения:
1. Необходимость единого программного комплекса по расчетам
физических и юридических лиц и соответствующих аппаратных
средств;
2. Необходимость тех. персонала для реализации доп.функций;
3.«Двойное» начисление на норматив потребления э/э (в контексте
принятых нормативов на данный момент);
4.Тариф или цена для юр.лиц в многоквартирных домах.
5.Отсутствие реальных инструментов контроля за предоставлением
со стороны потребителей всех необходимых сведений.
6.Основания начисления ИКУ собственнику нежилого помещения
стоимости электроэнергии потребленной в МОП в отсутствие
заключенного договора.
Заключение агентских договоров между ООО
«ДЭС» и исполнителями коммунальных услуг
Агентский договор между ООО «ДЭС» и ИКУ – в дополнение к существующему договору
энергоснабжения между ООО «ДЭС» и ИКУ, заключается агентский договор, по условиям
которого Агент (ООО «ДЭС») производит следующие мероприятия:
- снятие показаний индивидуальных и общедомовых приборов учета;
- расчет стоимости потребленной электроэнергии и разноска счетов-извещений;
- прием платежей от населения;
-введение ограничения в отношении потребителей – неплательщиков;
-оказание услуг населению по установке и программированию приборов учета.
Преимуществами агентского договора являются:
- наличие у ООО «ДЭС» всех необходимых инструментов для выполнения законодательновозложенных на ИКУ обязанностей;
В случае заключение агентского договора:
-растет уровень сбора денежных средств за потребленную электроэнергию;
-повышается «прозрачность» производимых начислений;
-повышается уровень «удобства» для граждан-потребителей;
-снижается социальная напряженность.
Спасибо за внимание
Особенности ценообразования на
розничном рынке электрической
энергии и мощности
В.В. Волкова
Заместитель начальника Управления по розничной реализации
электроэнергии и мощности
ОАО «Энергосбыт Ростовэнерго»
Реформа электроэнергетики
Проблемы, возникшие в конце 90-ых гг.
Неплатежи
Перекрестное субсидирование
Износ и устаревание генерирующих мощностей
Износ сетевого оборудования
Отсутствие достаточных средств у Государства
Затратный механизм ценообразования
Пути их решения
привлечение
инвестиций за счет
негосударственного
сектора
Каким
образом?
переход к
современным
рыночным
отношениям
Основа реформы - разделение монопольных и
конкурентных секторов
Правила
рынка
ГЕНЕРАЦИЯ
СБЫТ
Конкурентные
сектора
ДИСПЕТЧЕРИЗАЦИЯ
Естественные
монополии
СЕТИ
Либерализация
ценообразования и
стимулирование
рыночного участия
Усиление роли
государства в
регулировании,
повышение доли
государственной
собственности
Регулируемые
тарифы
Существует четыре основных типа организации
экономических отношений в электроэнергетике
Вертикальноинтегрированная
модель
Модель
“независимых
производителей”
Модель “Единого
Закупщика”
Конкурентная
модель
Сбыт
Регулируемые тарифы
Потребитель
Независимы
е производители
Генерир.
станция
Генерир.
станция
Конкуренция за получ.
контракта на поставку
Единому закупщику
Конкуренция
за получение
контракта,
гарантированного гос-вом
Нагрузка на государственный бюджет
Генерир.
станция
Генерир.
станция
Конкурентный оптовый рынок
Единый закупщик
Сбытовая
компания
Регулируемые тарифы
Сбытовая
компания
Сбытовая
компания
Потребитель
Потребитель
Сбытовая
компания
Конкурентный розничный
рынок
Потребитель
Потребитель
Регулирование
правил функц. рынка
Генерирующая
станция
Вертикально-интегрированная модель
Конкуренция
Опыт зарубежных стран
Вертикальноинтегрированная модель
Франция
Япония
Модель “независимых
производителей”
Модель “Единого
Закупщика”
Конкурентная модель
Италия
Польша
Литва
Южная
Корея
Китай
Новая Зел.
Англия
США
Трансляция оптовых цен на розницу в переходный
период 2006г. - 2010г.
ОПТОВЫЙ РЫНОК ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
Постепенная либерализация 5-20%
в полугодие (ПП РФ №205)
Объем э/э
по регулируемым
ценам (РД)
Объем э/э
по свободным ценам
(РСВ, БР)
РОЗНИЧНЫЙ РЫНОК
ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
НАСЕЛЕНИЕ
ОСТАЛЬНЫЕ
ПОТРЕБИТЕЛИ
Порядок ценообразования в переходный период
до 2010 года
Регулируемые тарифы устанавливались постановлением РСТ РО на очередной год одновремен
в 3-х вариантах:
одноставочный тариф, включающий в себя полную стоимость 1 кВтч поставляемой
электрической энергии и мощности (с 2009 года дифференцированный по Числу часов
использования мощности «ЧЧИМ»);
двухставочный тариф, включающий в себя ставку за 1 кВтч электрической энергии
и ставку за 1 кВт установленной генерирующей мощности;
одноставочный тариф, дифференцированный по зонам(часам) суток.
Потребители согласно п. 58 ППРФ 3109 "Основ ценообразования" имели право самостоятель
выбирать для проведения расчетов за электрическую энергию (мощность) в течение период
регулирования на розничном рынке один из указанных вариантов тарифа, уведомив об этом
организацию, поставляющую ему электрическую энергию (мощность) не менее чем за месяц
до вступления в силу указанных тарифов.
Расчет стоимости электроэнергии и мощности производился в соответствии с «Правилами
определения стоимости электрической энергии (мощности), поставляемой на розничном
рынке по регулируемым ценам (тарифам), оплаты отклонений фактических объемов
потребления от договорных, а также возмещения расходов в связи с изменением договорно
объема потребления электрической энергии», утвержденные Приказом ФСТ 166-э/1.
Категории потребителей
электроэнергии
потребители, (юрлица,
индивидуальные
предприниматели)
имеющие энергоустановки
менее 750 кВА
Мелкие и средние
потребители
• помесячное измерение
и планирование объема
потребления
электроэнергии
весь объем
электроэнергии по
тарифам, уст. РСТ
Мелкие и
средние
потребители
Население
Крупные
потребители
Крупные
потребители
• обеспечение измерений фактически
потребители, (юрлица,
индивидуальные
предприниматели)
имеющие
энергоустановки
свыше 750 кВА
потребленной электроэнергии по
часам суток (интервальный учет)
• планирование суточного
почасового объема потребления
электроэнергии, с возможностью
уточнения за двое суток
• свободные (нерегулируемые) цены
-для каждого часа суток
Нормативно - правовые акты в области
регулирования тарифов в 2011г.
№ 41-ФЗ от 14.04.1995 «О государственном регулировании тарифов» с 1 января
2011г. утратил свою силу
Федеральные законы
№ 35-ФЗ от 26.03.2003 «Об электроэнергетике»
№ 36-ФЗ от 26.03.2003 «Об особенностях функционирования электроэнергетики в
переходные период»
Правительство РФ
Федеральная служба
по тарифам
РСТ Ростовской
обл.
Основы ценообразования
Правила рынков
Нормативно-методологическая база:
для расчета тарифов
регламентирующая деятельность
органов исполнительной власти
в области регулирования тарифов
Расчет сбытовой надбавки ГП
и тарифов на передачу
Постановления
Правительства РФ
№ 109 от 26.02.2004
№ 530 от 31.08.2006
№ 1172 от 29.12.2010
Приказы ФСТ
№ 20-э/2 от 06.08.2004
№ 166-э/1 от 21.08.2007
№ 130-э от 08.04.2005
№ 302-э/5 от 24.11.2006
Постановления РСТ РО
об установлении
сбытовой надбавки и
тарифов на передачу
Дифференциация тарифов
Тарифные группы потребителей электрической энергии
потерь в сетях.
1 группа. Население
2 группа. Прочие потребители
3 группа. Организации, оказывающие услуги по передаче
электрической энергии, приобретающие ее в целях компенсации
Дифференциация тарифов по уровням напряжения
- высокое (110 кВ и выше);
- среднее первое (35 кВ);
- среднее второе (20-1 кВ);
- низкое (0,4 кВ и ниже).
Дифференциация тарифов по годовому числу часов использования
заявленной мощности (ЧЧМ)
от 7001 и выше;
от 6501 до 7000 часов;
от 6001 до 6500 часов;
от 5501 до 6000 часов;
от 5001 до 5500 часов;
от 4501 до 5000 часов;
менее 4500 часов.
Дифференциация тарифов по зонам суток
- ночная; - пиковая;
- полупиковая.
Основные ценообразующие факторы
К общим факторам, наиболее сильно влияющим на стоимость
электроэнергии для конечных потребителей относятся:
1. Структура топливного баланса, вырабатываемой электроэнергии и
генерирующих мощностей
2. Регуляторный режим
3. Протяженность и насыщенность сетевой инфраструктуры
К индивидуальным факторам, наиболее сильно влияющим на
стоимость электроэнергии для конечных потребителей относятся
1.
2.
3.
4.
5.
6.
7.
Категория потребителя
Объем потребления
Используемое напряжение
Требуемая пиковая мощность
Коэффициент нагрузки
Суточный и сезонный графики потребления
Количество поставщиков электроэнергии в регионе
Особенности расчета цены на
электроэнергию для потребителей в
2011г.
С 1 января 2011 года в России произошла 100% либерализация розничных и оптового рынков
электроэнергии (мощности). Электроэнергия в полном объеме (за исключением поставки
населению и приравненным к населению категориям потребителей) поставляется по свободным
(нерегулируемым) ценам.
КОНЕЧНА
Я ЦЕНА
=
Средневзвешенная
нерегулируемая
цена
Свободная (нерегулируемая
цена) рассчитывается и
публикуется коммерческим
оператором оптового рынка
ОАО «АТС» в соответствии с
Основными положениями
Регулируемая
составляющая
Инфра
Сбытовая
Услуги
надбавка ГП структурные
по передаче
(пост. РСТ платежи (пост. РСТ
ЗАО «ЦФР»
РО)
ОАО «АТС»
РО)
ОАО «СО ЕЭС»
Особенности расчета цены на
электроэнергию для потребителей в 2011г.
В 2011 году предельные уровни нерегулируемых цен
рассчитываются одновременно в следующих вариантах:
одноставочный предельный уровень нерегулируемых цен,
дифференцированный по числу часов использования мощности;
зонный - одноставочный предельный уровень нерегулируемых цен,
дифференци-рованный по зонам суток;
двухставочный предельный уровень нерегулируемых цен, в том числе
предельный уровень нерегулируемых цен для покупателей, осуществляющих
почасовое планирование и учет.
Изменения коснулись потребителей, мощность энергопринимающих
устройств которых свыше 750 кВА, если в переходный период расчет стоимости
потребленной электрической энергии осуществлялся по часам суток независимо от
вида выбранного таким потребителем тарифа (одноставочного или
двухставочного), то с 2011 года расчет стоимости потребленной электроэнергии по
часам суток закреплен только для потребителей, выбравших на 2011 год
двухставочный тариф и осуществляющих почасовое планирование и учет.
Более детальный порядок расчета предельных уровней должен быть
установлен постановлением Правительства РФ «О порядке определения и
применения ГП нерегулируемых цен на э/э (мощность) (проект документа размещен
на сайте ФСТ с весны 2011г.)
Возможность выбора другого тарифа
с 2011г.
Переход на другой вариант тарифа - произошли
изменения в законодательстве о сроках выбора тарифа
потребителем: Согласно п.64 «Основ ценообразования в
отношении электрической и тепловой энергии», утвержденных
Постановлением Правительства РФ от 26.02.2004г. №109 «О
ценообразовании в отношении электрической и тепловой
энергии в Российской Федерации» (в редакции Постановления
Правительства Российской Федерации от 31.12.2010г. №
1242), потребители самостоятельно выбирают вариант тарифа
на очередной календарный год путем направления
письменного уведомления в течение 1 месяца с даты принятия
решения об установлении тарифов на услуги по передаче
электрической энергии в соответствующем субъекте
Российской Федерации.
СТРУКТУРА ТАРИФА
в 2010г.
стоимость
покупки э/э
56%
услуга по
передаче
42%
инфраструктура
0,03%
в 2011г.
сбытовая
надбавка
2%
стоимость
покупки э/э
44%
услуга по
передаче
54%
инфраструктура
0,08%
сбытовая
надбавка
2,1%
ДИНАМИКА РОСТА ЦЕН ДЛЯ ПРОМЫШЛЕННЫХ
ПОТРЕБИТЕЛЕЙ и НАСЕЛЕНИЯ
180
160
140
%
120
100
121
104
127
113
105
123
114
106
114
104
114
110
80
60
2006г.
2007г.
2008г.
2009г.
2010г.
2011г.
промыш. потребители одност. тариф ЧЧИ менее 4500 и НН уровень
напряжения
население с газовыми плитами
Порядок расчета стоимости электроэнергии в 2012 году
(в соответствии с ППРФ №1242)
Ценовая
Вариант
категория средневзвешенной нерегулируемой
цены на оптовом рынке
Вариант
тарифа на услуги по
передаче электрической
энергии
Первая
одноставочный,
дифференцированный по ЧЧИМ*
одноставочный
Вторая
одноставочный, дифференцированный по
зонам суток
одноставочный
Третья
по часам суток двухставочный, для
потребителей осуществляющих
почасовой учет
одноставочный
Четвертая
по часам суток двухставочный, для
потребителей осуществляющих
почасовой учет
двухставочный
Пятая
по часам суток двухставочный, для
потребителей осуществляющих
почасовое планирование и учет
одноставочный
Шестая
по часам суток двухставочный, для
потребителей осуществляющих
почасовое планирование и учет
двухставочный
Основные заключения
Дальнейшее развитие конкурентных механизмов на рынке
э/энергии связано с:
Дифференциацией сбытовой надбавки ГП по категориям потребителей.
Отсутствие ведет к тому, что обслуживание некоторых категорий потребителей
оказывается не выгодным для ГП и не возможностью конкурировать с
независимыми энергосбытовыми организациями по цене закупки э/э.
Дифференциация позволит выстроить прозрачную картину формирования валовой
выручки ГП и заодно выявить реальный размер перекрестного субсидирования
между разными категориями потребителей;
Отменой перекрестного субсидирования. Проблема еще существует сдерживание цен для населения приводит к перекладыванию стоимости
электроэнергии на малый и средний бизнес. В результате легализации
перекрестного субсидирования перестанут искажаться ценовые сигналы, а
реальный уровень цен будет стимулировать потребителей к энергосбережению;
Последовательной разработкой целевой модели розничного рынка, без
достаточно частых изменений. За период реформирования Правила менялись 14
раз!?, что приводит к негативному восприятию со стороны потребителей, которые
не успевают разбираться в изменениях и думают, что их обманывают, и
соответственно растут неплатежи;
Нормативным закреплением порядка расчета ЧЧИМ для ИП и мелкого бизнеса.