Все электростанции обязаны продавать электроэнергию через орэм если их установленная мощность более

Обновлено: 18.04.2024

Что такое электрическая мощность

В физике электрическая мощность — это мгновенное значение выработки или потребления электроэнергии, измеряется в ваттах (Вт).

То есть если турбогенератор ТЭЦ имеет мощность 60 МВт (или 60 миллионов ватт), это означает, что каждый час он способен выдавать в сеть энергию 60 млн ватт-часов. А каждый день — 1 440 млн ватт-часов (60 МВт х 24 часа).

С точки зрения потребления электрическую мощность можно объяснить так: лампа накаливания мощностью 100 ватт за один час потребляет 100 ватт-час электроэнергии, за 10 часов — 1000 ватт-час электроэнергии (или 1 киловатт-час).

Электрическая мощность на рынке

На ОРЭМ мощность имеет более широкое значение. Мощность — это готовность электростанции выработать необходимый для потребителей объем электроэнергии. Для этого она должна постоянно работать: оборудование быть готовым к запуску, сотрудники присутствовать на рабочих местах и т. д. Это так называемые условно-постоянные затраты. Оплачивают их потребители в виде платы за мощность. Взамен они могут быть уверены, что если в определенный момент им понадобится больший объем электроэнергии, оборудование электростанции будет в работоспособном состоянии и поставит им необходимые мегаватты.

Плата за мощность идет на ремонт и модернизацию оборудования, содержание зданий электростанции и т. д. На ОРЭМ мощность измеряется в мегаваттах за месяц (МВт/мес).

Сектор конкурентного отбора мощности (КОМ)

Этот сектор является основным на рынке мощности. В нем цена мощности определяется на конкурентных торгах между различными объектами генерации, которые проводит Системный оператор.

На каждый год и для каждой ценовой зоны определяется своя цена за МВт в месяц. Окончательные финансовые расчеты между поставщиками и потребителями за поставленную мощность проводит Администратор торговой системы.

Сегодня торги КОМ проводятся на 6 лет вперед. До 2019 года проводились на 4 года вперед. Например, в 2021 году будет определяться цена мощности на 2027 год, а цена мощности текущего года была определена в 2016 году.

Как проходят торги КОМ

Те поставщики, которые готовы поддерживать в готовности мощность своего оборудования, подают Системному оператору заявки: какой объем мощности и по какой цене они могут поставить, например, в 2025 году. Эти заявки формируют кривую предложения. Уровень спроса определяет Системный оператор, опираясь на прогнозы потребления электроэнергии, а также закладывая резерв мощности.

Правительство РФ устанавливает максимальную и минимальную цену на мощность: в первой точке спроса — столько-то тысяч рублей за МВт/мес., во второй точке спроса — с учетом резерва. Формируется ценовой коридор.

В точке пересечения спроса с кривой предложения, сформированной на основе заявок генераторов, и определяется итоговая цена на мощность в секторе КОМ. Эта цена одинакова для всех станций ценовой зоны, которые прошли отбор.

Те поставщики, которые запросили платеж за мощность выше точки пересечения со спросом, не проходят отбор и на оплату мощности в этом секторе рассчитывать не могут.

Электростанции, которые прошли КОМ, получили обязанность обеспечить работоспособность оборудования и уверенность в том, что их постоянные затраты будут оплачены.

Например, в 2020 году Кемеровская ГРЭС продает мощность за 210 тысяч рублей за МВт/мес. Отобранная электрическая мощность Кемеровской ГРЭС в зимний период — 478,5 МВт. То есть максимально в месяц станция может получить 100,5 млн рублей.

Сектор вынужденных генераторов

Вынужденные генераторы (ВГ) — это электростанции, которые имеют высокую себестоимость производства электроэнергии и по этой причине отбор КОМ пройти не могут, а значит, не могут рассчитывать на оплату мощности. Но закрыть их нельзя, потому что они производят тепло для всего города или района либо поддерживают стабильность энергосистемы, и заменить их невозможно.

Кто получит статус вынужденного генератора, определяет Правительственная комиссия по вопросам развития электроэнергетики.

Плата за мощность для каждого вынужденного генератора фиксированная и устанавливается Федеральной антимонопольной службой России — на год. График утверждения аналогичен КОМ — на 6 лет вперед.

В 2020 году в Сибирской генерирующей компании плату за мощность в статусе вынужденного генератора получают Кемеровская ТЭЦ, Ново-Кемеровская ТЭЦ (за исключением турбогенератора №15, он прошел отбор КОМ), Кузнецкая ТЭЦ, Минусинская ТЭЦ, Барнаульская ТЭЦ-2 (турбогенераторы №6 и 7).

Сектор договоров о предоставлении мощности (ДПМ)

В 2009 году Правительство РФ запустило программу строительства и модернизации электростанций в тех регионах страны, где был дефицит электроэнергии (ДПМ).

Компании, которые предложили в ДПМ свои проекты, заключили с государством договоры, проинвестировали строительство или модернизацию энергоблоков, а после ввода их в эксплуатацию стали получать установленную в договорах плату за мощность, чтобы вернуть капитальные вложения, на протяжении 10 лет.

В 2019 году Правительство РФ запустило новую программу — ДПМ-штрих (ДПМ-2). В сущности, это аналог первой программы ДПМ, но теперь акцент сделан на модернизацию оборудования тепловых электростанций, которые практически выработали свой ресурс. Когда обновленные энергоблоки будут введены в работу, электростанции также будут получать плату за мощность — на протяжении 15 лет.

Сектор регулируемых договоров

Этот сектор отвечает за наличие мощности у станций для обеспечения электричеством населения, которое платит по регулируемым тарифам.

Поставщики и потребители в лице сбытовых компаний (гарантирующих поставщиков) заключают договор на следующий год о том, что электростанция должна поставить определенный объем мощности, а потребитель должен его принять и оплатить по установленной цене. Размер платы определяет Федеральная антимонопольная служба.

Как плата за мощность распределяется между потребителями

За мощность потребители платят раз в месяц, вместе с платой за электроэнергию, цена которой определяется на ОРЭМ.

мощность вынужденных генераторов по теплу оплачивают только те потребители, которые находятся в одном регионе с такими электростанциями;
мощность вынужденных генераторов по электричеству оплачивают только те потребители, которые находятся в одной зоне перетока с такими электростанциями.

Например, все потребители второй ценовой зоны в январе использовали 100 МВт мощности, все потребители Кемеровской области, где есть вынужденный генераторы, — 20 МВт. Один потребитель в городе Кемерово в январе потребил 1 МВт. Он должен заплатить 1/100 часть по цене КОМ + 1/100 часть по цене ДМП + 1/20 часть по цене вынужденного генератора.

Плата за мощность по факту дает потребителям долгосрочную гарантию того, что они всегда получат необходимую им электроэнергию в нужном объеме.

Что такое электрическая мощность

Электрическая мощность на рынке

Сектор конкурентного отбора мощности (КОМ)

Как проходят торги КОМ

Сектор вынужденных генераторов

Сектор договоров о предоставлении мощности (ДПМ)

Сектор регулируемых договоров

Как плата за мощность распределяется между потребителями

мощность вынужденных генераторов по теплу оплачивают только те потребители, которые находятся в одном регионе с такими электростанциями;
мощность вынужденных генераторов по электричеству оплачивают только те потребители, которые находятся в одной зоне перетока с такими электростанциями.

Чтобы "выйти на оптовый рынок электроэнергии" и начать электроснабжение через энергосбытовую организацию, потребитель гарантирующего поставщика должен выполнить ряд действий, от выполнения которых в конечном счете зависит "успешность" перехода на электроснабжение к энергосбытовой организации. То есть - получит ли потребитель экономию от изменения схемы поставки электроэнергии и упрощение взаимоотношений с поставщиком электроэнергии, или же переход на электроснабжение к ЭСО приведет негативным последствиям.

1. Определение экономической эффективности перехода на электроснабжение к энергосбытовой организации

Прежде чем менять схему поставки электроэнергии - нужно точно понимать, что это позволит получить положительный экономический эффект для потребителя.

Для перехода на электроснабжение к энергосбытовой организации нужно, чтобы у потребителя была автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии, соответствующая требованиям оптового рынка электрической энергии и мощности.

Примерную стоимость АИИС КУЭ можно посчитать самостоятельно, зная схему подключения предприятия к внешней электрической сети. Затраты для потребителя с 2 точками поставки составляют порядка 2,5 млн. руб.

Далее следует ориентировочно посчитать экономию от перехода на электроснабжения к ЭСО.

Самый грубый расчет максимальной экономии - это перемножение сбытовой надбавки гарантирующего поставщика (которая со 2 полугодия 2018 года принимается как XX руб/МВтч., а не процент от цены электрической энергии и мощности, что гораздо удобнее для анализа) на фактический объем потребления электроэнергии.

Пример: потребитель в Ивановской области, максимальная мощность от 0,67 до 10 МВт, гарантирующий поставщик ООО "Ивановоэнергосбыт", фактический объем потребления 8 000 МВтч. в год. Максимальная экономия от перехода на электроснабжение к энергосбытовой организации (ориентировочно) 8000х284,81=2 278 480 руб. без НДС. 284,81 руб/МВтч - сбытовая надбавка ООО "Ивановонергосбыт" для тарифной группы "прочие потребители" от 670 кВт до 10 МВт в соответствии с Постановлением Департамента энергетики и тарифов Ивановской области от 29.12.2017 № 181-э/2. Постановление найдено здесь.

Максимальная экономия - это те деньги, которые должны быть разделены между потребителем и энергосбытовой организацией, которая за свои услуги. Кроме того, из-за множества факторов (место расположения потребителя в топологии электрической сети, наличие в субъекте федерации нескольких зон свободного перетока мощности и пр.) конечная экономия при электроснабжении через энергосбытовую организацию с оптового рынка электроэнергии по отдельной группе точек поставки в сравнении с гарантирующим поставщиком может быть как значительно больше, так и значительно меньше. Но в первом приближении, чтобы понять - стоит ли вообще заниматься выбором энергосбытовой организации, может использоваться именно максимальная экономия.

Определения срока окупаемости затрат на создании АИИС КУЭ.

Стоимость системы коммерческого учета определена, максимальная экономия тоже, поделив одно на другое получим срок окупаемости перехода на электроснабжение к ЭСО. Из практики, если срок окупаемости более 3 лет, потребитель очень редко соглашается осуществить переход на электроснабжение к энергосбытовой организации. Если срок окупаемости менее 1 года - подавляющее большинство потребителей переходят на электроснабжение к ЭСО.

Пример: Потребитель осуществляет электроснабжение по 2 точкам поставки, цена АИИС КУЭ 2,5 млн. руб. Максимальная экономия - 2,2 млн. руб. (см. выше). Срок окупаемости затрат на создание АИИС КУЭ 2,5 млн. руб. / 2,2 млн. руб. составляет чуть более 1 года.

2. Выбор энергосбытовой организации

Самая сложная часть. С учетом того, что в качестве энергосбытовой организации может работать гарантирующий поставщик из любого региона РФ, количество ЭСО составляет более 200.

При этом тендер для выбора энергосбытовой организации - это скорее вред, чем польза. По тендеру выбирается поставщик с наименьшей ценой . Конечную цену электроснабжения в реалиях оптового рынка электроэнергии сегодня спрогнозировать практически невозможно. В связи с этим, победит в соревновании конечных цен тот, у кого фантазия и наглость позволит "нарисовать" минимальную цену и объяснить ее более-менее правдоподобными тезисами. Навряд ли такая энергосбытовая компания будет лучшей для потребителя. Ведь уже при электроснабжении такая ЭСО может "нарисовать" всё что угодно.

Выбор по наименьшей сбытовой надбавке не намного лучше выбора по конечной цене. ЭСО может предложить и нулевую цену, и отрицательную. Кроме того, разговор о сбытовой надбавке актуален только для механизма расчетов "затраты плюс", есть и другие механизмы, например, скидка от цены гарантирующего поставщика. Как оценить предложения разных ЭСО с разными механизмами расчетов?

Выставляя потребителю сбытовую надбавку 1 руб/МВтч, ЭСО может увеличивать конечную стоимость электроснабжения на 50, а то и на 100 руб/МВтч, совершая "ошибки" в расчетах.

Чтобы понять, действительно ли выгодно ЭСО будет работать с предлагаемой сбытовой надбавкой, стоит умножить ее на годовой объем потребления предприятия. Именно столько получит честная ЭСО от электроснабжения предприятия. Каждая ЭСО определяет для себя минимальную планку доходов от одного потребителя. Но, в любом случае, сумма менее 100 тыс. руб. в год выглядит фантастично.

Пример: объем потребления предприятия 8 000 МВтч., предлагаемая сбытовая надбавка 5 руб/МВтч. Годовая стоимость услуг ЭСО - 40 000 руб.

На сегодняшний день, наиболее надежный способ выбора энергосбытовой организации - это анализ расчета экономического эффекта , предоставленного ЭСО, а также анализ деятельности самой ЭСО.

Проверке расчетов, предоставляемых энергосбытовыми организациями на energo.blog посвящено две статьи:

3. Выбор исполнителя по договору на создание АИИС КУЭ

Основная информация по системе коммерческого учета электроэнергии изложена в статье: АИИС КУЭ. Зачем нужна, почему так дорого, как сделать дешевле и чем это грозит?

Энергосбытовые организации зачастую сами предлагают потребителям создать АИИС КУЭ, соответствующую требованиям оптового рынка электрической энергии и мощности. Также можно создать систему коммерческого учета с помощью специализированной организации - интегратора АИИС КУЭ.

Плюс создания АИИС КУЭ через энергосбытовую организацию - это принцип "одного окна". ЭСО будет по созданной системе торговать на оптовом рынке электроэнергии, и не заинтересована, чтобы она постоянно выходила из строя.

При этом ЭСО может предложить создать систему учета "подешевле". На какие риски при при этом идет потребитель также описано в вышеупомянутой статье.

4. Заключение договора энергоснабжения и договора создания АИИС КУЭ

На этом этапе нужно сопоставить то, что при проведении переговоров обещала ЭСО и интегратор АИИС КУЭ (или только ЭСО, если она будет заниматься созданием системы учета), с тем, что написано в соответствующих договорах. Если обещания и текст договора не соответствуют друг другу, лучше вернуться к шагу 2 и выбрать другую энергосбытовую компанию. Если уже на этой стадии обещания ЭСО не выполняются - дальше, скорее всего, будет только хуже. Причем, в силу специфичности рынка электроэнергии - "поймать" недобросовестную ЭСО, а уж тем более "наказать" ее очень проблематично, если вообще возможно.

Кроме того, в договоре энергоснабжения стоит обратить особое внимание на документы, предоставляемые энергосбытовой организаций по итогам расчетного месяца, а также закрепленную в договоре возможность проверки конечной стоимости электроснабжения, выставляемой ЭСО. Если ЭСО собирается предоставлять только счет-фактуру и акт выполненных работ, а про проверку в договоре не будет ни слова - лучше вернуться к шагу 2 и выбрать другую ЭСО.

В принципе можно заключить сначала договор создания АИИС КУЭ, а потом уже договор энергоснабжения. Но договор энергоснабжения нужен ЭСО для регистрации группы точек поставки потребителя в торговой системе оптового рынка электроэнергии, как доказательства того, что потребитель собирается осуществлять электроснабжение именно с данной ЭСО.

В договоре же прописываются отлагательные условия вступления его в силу, чтобы у потребителя одновременно не было двух действующих договоров, обеспечивающих поставку электроэнергии, с разными поставщиками.

После заключения договоров, выполняются работы по созданию АИИС КУЭ потребителя.

Последним этапом создания системы коммерческого учета является получение энергосбытовой организацией Акта соответствия АИИС КУЭ техническим требованиям оптового рынка электрической энергии и мощности.

После завершения создания АИИС КУЭ ЭСО регистрирует в торговой системе оптового рынка электроэнергии группу точек поставки потребителя. Именно по ГТП энергосбытовая организация будет приобретать для потребителя электрическую энергию и мощность. От привязки ГТП к узлам расчетной модели (выполняет Системный оператор) будет зависеть разница цены электрической энергии для предприятия от цены электроэнергии для потребителей гарантирующего поставщика (она может быть как больше цены ГП, так и меньшее ее). Если гарантирующий поставщик осуществляет электроснабжение потребителей в нескольких зонах свободного перетока мощности, цена мощности по ГТП потребителя также будет отличаться от цены мощности для потребителей ГП. В общем группа точек поставки потребителя - это его "адрес" на оптовом рынке электроэнергии.

Последним подготовительным этапом перед переходом потребителя на электроснабжение к энергосбытовой организации с оптового рынка электрической энергии и мощности является получение допуска к торгам по группе точек поставки предприятия.

Для получения допуска к торгам энергосбытовая организация должна предоставить в торговую систему оптового рынка электроэнергии уведомление потребителя о расторжении договора с гарантирующим поставщиком (подробнее в следующем шаге).

Переход потребителя на электроснабжение к энергосбытовой организации возможен с начала каждого квартала. То есть 4 раза в год. С 1 июля 2018 года выпадающих доходов гарантирующему поставщику при переходе на электроснабжение к ЭСО в течение года оплачивать не нужно.

6. Расторжение договора с гарантирующим поставщиком

Очень психологически важный для потребителя шаг. Одно дело заключить договор с ЭСО, создать систему коммерческого учета, и совсем другое - написать официальное письмо гарантирующему поставщику, что планируется расторжение договора. Причем договор с ГП будет действовать еще какое-то время, по нему будут вестись расчеты.

На самом деле гарантирующий поставщик узнает, что потребитель хочет покинуть его и перейти на электроснабжение к энергосбытовой организации намного раньше. Для регистрации ГТП энергосбытовая организация согласует техническую документацию в том числе с гарантирующим поставщиком. Так что, если со стороны гарантирующего поставщика до момента направления в его адрес уведомления о расторжении договора не поступало "предложений, от которых невозможно отказаться" или других действий по удержанию потребителя - скорее всего уже и не поступит.

Потребитель уведомляет гарантирующего поставщика о предстоящем расторжении договора не позднее чем за 20 рабочих дней.

Гарантирующий поставщик в течение 5 рабочих дней должен выставить потребителю счет, включающий в себя задолженность потребителя, а также стоимость электроэнергии до заявленной даты расторжения договора.

Потребитель должен оплатить выставленный ГП счет не позднее чем за 10 рабочих дней до даты расторжения договора.

Так что перейти на электроснабжение к ЭСО с просроченной задолженностью ГП не получится.

Если гарантирующий поставщик не выставил в установленный срок счет - для перехода на электроснабжение к ЭСО потребителю оплачивать ничего не нужно, но это не освобождает потребителя от обязанности завершить расчеты с ГП после перехода на электроснабжение к энергосбытовой организации.

7. Проверка выставляемой энергосбытовой организацией стоимости электроснабжения на соответствие договору

Пословица "доверяй, но проверяй" очень актуальна для потребителя, осуществляющего электроснабжение через энергосбытовую организацию. В отличие от гарантирующего поставщика, которого проверяет ФАС России, ЭСО может проверить только потребитель.

Можно поднять расчет экономической эффективности, (предоставляемый ЭСО на 1-2 шаге) и сравнить его с тем, что фактически выставляет энергосбытовая организация. Цифры, естественно, будут различаться. Но ЭСО должна аргументировано объяснить причину этих различий. Если представители ЭСО при этом начинают "плавать" - скорее всего или расчет был сделан не на основании реальных данных, а для того, чтобы заманить потребителя к себе, либо фактически выставленная потребителю стоимость является завышенной, либо и то и другое.

Кроме того, желательно периодически проводить проверку конечной стоимости электроснабжения по механизму, закрепленному в договоре с ЭСО. Эта проверка, скорее всего является трудоемкой. Поэтому проводить ее ежемесячно не целесообразно, но ЭСО должна понимать, что потребитель не просто так подписывает акты оказанных услуг, а следит за тем, чтобы ЭСО четко выполняла взятые на себя обязательства и не завышала конечную стоимость электроснабжения.

Правоотношения, регулируемые Законом о микрогенерации

принадлежат потребителю электрической энергии;
присоединены к электросети на уровне напряжения не выше 1 000 вольт;
генерация электроэнергии может осуществляться как традиционными средствами, так и с использованием возобновляемых источников;
объем выдачи электроэнергии в сеть не превышает максимальную мощность, в точке поставки, указанную в документах о техприсоединении и не более 15 кВт;
для выдачи электрической энергии такого объекта в электрическую сеть не используется электрическое оборудование, предназначенное для обслуживания более одного помещения в здании, в том числе входящее в состав общего имущества многоквартирного дома.

Второе важное правило, содержащееся Законе о микрогенерации, вводит базовую норму
о стоимости электроэнергии, произведенной на объектах микрогенерации, и обязанность гарантирующего поставщика приобретать эту электроэнергию по ценам, не превышающим цен
на приобретаемые на оптовом рынке гарантирующими поставщиками электрическую энергию и мощность.

И последнее важнейшее нововведение указанного закона заключается в том, что он исключает деятельность по микрогенерации электроэнергии из видов предпринимательской деятельности.

Говоря о Законе о микрогенерации в разрезе того, что он урегулировал, нельзя не упомянуть вопросы, вышедшие за рамки его регулирования.

Во-первых, в нем содержится очень большое количество отсылок на еще не принятые нормативные акты. В частности, вносимые им изменения в статьи 23.2, 26, 37 Закона об электроэнергетике, возлагают на Правительство РФ обязанность принять подзаконные акты, регулирующие особенности технологического присоединения объектов микрогенерации к электросетям, а также порядок заключения и исполнения договоров, обеспечивающих взаимную продажу электроэнергии, заключаемых между владельцами таких объектов и гарантирующими поставщиками. Но по состоянию на май 2020 года такие подзаконные акты так и не приняты, а их внесение для утверждения, как утверждает замминистра энергетики РФ Юрий Маневич, запланировано только на 3-й квартал нынешнего года.

Во-вторых, сложности вызывает и норма о цене электроэнергии, произведенной на объектах микрогенерации. Ограничившись лишь тем, что ее стоимость не может превышать стоимость электроэнергии на оптовом рынке, законодатель не установил четкого порядка определения ее цены, тем самым поставив субъектов соответствующих правоотношений в условия невозможности их надлежащего урегулирования, когда гарантирующий поставщик заинтересован в том, чтобы получать эту электроэнергию бесплатно, а для потребителя отпуск излишков электроэнергии в сеть утрачивает какой-либо смысл. В таком случае ему выгоднее аккумулировать произведенную электроэнергию и перейти на автономное энергоснабжение.

В-третьих, сам по себе закон содержит множество отсылок на нормы ОПФРРЭ, но при этом не разъясняется, как эти нормы будут применяться с учетом того, что на отношения по энергоснабжению большинства предполагаемых субъектов микрогенерации – домовладельцев распространяются еще и нормы жилищного законодательства и правил предоставления коммунальных услуг гражданам.

И в качестве последнего существенного пробела в урегулировании отношений по микрогенерации следует привести вопрос налогообложения доходов от такой деятельности, которые хоть и освобождены от признания их предпринимательскими доходами, но не исключены из налогооблагаемой базы в целом (в частности по НДФЛ).

Несмотря на обозначенные выше проблемы, Закон о микрогенерации действует и оснований для отказа сетевой организации или гарантирующего поставщика от рассмотрения заявки лица, желающего осуществлять такую деятельность, на техприсоединение его объекта микрогенерации к электросети или заключения договора, обеспечивающего продажу электроэнергии, выработанной на таком объекте, не имеется.

В этой связи предлагается рассмотреть то, как можно применить действующие подзаконные акты к таким правоотношениям.

Порядок технологического присоединения объекта микрогенерации к электросетям

Логика изложения Закона о микрогенерации предполагает, что порядок техприсоединения объектов микрогенерации к электросети должен быть идентичен льготному порядку техприсоединения, установленному для потребителей, максимальная мощность энергопринимающих устройств которых не превышает 15 кВт.

В этой связи, считаю обоснованным полагать, что новое техприсоединение объектов микрогенерации должно осуществляться с учетом требований пункта 17 Правил 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 (далее – Правила техприсоединения), утвержденных Постановлением Правительства РФ от 27.12.2004 № 861, а именно:

Плата за присоединение таких объектов устанавливается исходя из стоимости мероприятий по технологическому присоединению в размере не более 550 рублей при присоединении заявителя, владеющего объектами, отнесенными к третьей категории надежности (по одному источнику электроснабжения) при условии, что расстояние от границ участка заявителя до объектов электросетевого хозяйства на уровне напряжения до 20 кВ включительно необходимого заявителю класса напряжения сетевой организации, в которую подана заявка, составляет не более 300 метров в городах и поселках городского типа и не более 500 метров в сельской местности.

При этом следует отметить, что сетевая организация обязана обеспечить техническое ограничение выдачи электрической энергии в сеть с максимальной мощностью, не превышающей величину максимальной мощности принимающих устройств потребителя электрической энергии, которому принадлежат на праве собственности или ином законном основании объекты микрогенерации, и составляющей не более 15 кВт, что следует из абзаца 16 пункта 1 статьи 26 Закона об электроэнергетике.

Сложнее ситуация обстоит с точками поставки, уже присоединенными к электросети. Правила техприсоединения (как в действующей редакции, так и в редакциях, которые еще не вступили в силу) не содержат никаких разъяснений о том, как технически организовать присоединение объектов микрогенерации в точках поставки, уже имеющих надлежащее технологическое присоединение.

Вместе с тем, считаю целесообразным для сетевых организаций во избежание рисков привлечения к ответственности за злоупотребление доминирующим положением на рынке технологического присоединения к электросетям, брать на себя расходы, связанные с дополнительными мероприятиями, обеспечивающими техприсоединение объектов микрогенерации, хотя бы указанной выше части технических ограничений выдачи электроэнергии в сеть.

Обращаю внимание на то, что препятствование в присоединении таких объектов может в итоге привести к тому, что потребитель попросту откажется от потребления из сети и перейдет на полностью автономное энергоснабжение, что лишит сетевую организацию части выручки за услуги по передаче электроэнергии.

Порядок учета электроэнергии, произведенной/потребленной объектом микрогенерации

Несмотря на отсутствие специальных норм, касающихся учета электроэнергии, потребленной и произведенной на объектах микрогенерации, действующая редакция ОПФРРЭ содержит довольно четкую регламентацию порядка учета электроэнергии, применяемый для ее производителей на розничных рынках.

Согласно пункту 63 ОПФРРЭ:

Субъект розничных рынков, владеющий на праве собственности или на ином законном основании объектом по производству электрической энергии (мощности) и энергопринимающими устройствами, соединенными принадлежащими этому субъекту на праве собственности или на ином законном основании объектами электросетевого хозяйства, по которым осуществляется передача всего или части объема электрической энергии, потребляемой указанными энергопринимающими устройствами такого субъекта, в целях участия на розничных рынках в отношениях по продаже электрической энергии (мощности), произведенной на принадлежащих ему объектах по производству электрической энергии (мощности), обязан обеспечить раздельный почасовой учет производства и собственного потребления электрической энергии в соответствии с требованиями настоящего документа.

Под объемом покупки электрической энергии указанным субъектом в целях заключения и исполнения им договоров, обеспечивающих продажу электрической энергии (мощности) на розничных рынках, понимается величина, на которую объем его собственного потребления электрической энергии в каждый час превышает объем выработанной им электрической энергии. Указанная величина определяется на границе балансовой принадлежности объектов электросетевого хозяйства (объектов по производству электрической энергии (мощности), энергопринимающих устройств) такого субъекта и соответствующей сетевой организации, а также на границе балансовой принадлежности энергопринимающих устройств и (или) других объектов электроэнергетики иных лиц, присоединенных к объектам по производству электрической энергии (мощности), энергопринимающим устройствам или объектам электросетевого хозяйства такого субъекта.

Из буквального содержания указанной нормы следует, что производитель на розничном рынке обязан оплачивать услуги по передаче электроэнергии и приобретать ее у иных субъектов рынка только в том случае если объем электроэнергии, потребленный принадлежащим ему оборудованием, превышает собственную выработку объекта генерации.

Согласно пунктам 137, 144 ОПФРРЭ:

приборы учета, используемые при определении объемов потребления (производства) электрической энергии (мощности) на розничных рынках, оказанных услуг по передаче электрической энергии, фактических потерь электрической энергии в объектах электросетевого хозяйства, за которые осуществляются расчеты на розничном рынке, должны соответствовать требованиям законодательства Российской Федерации об обеспечении единства измерений, а также установленным в разделе X ОПФРРЭ требованиям, в том числе по их классу точности, быть допущенными в эксплуатацию в установленном названным разделом порядке, иметь неповрежденные контрольные пломбы и (или) знаки визуального контроля и должны быть установлены на границе балансовой принадлежности.

В этом случае, в часы, когда объем выработки электроэнергии превышал объем собственного потребления владельцем объекта микрогенерации, соответствующее сальдо учитывается в объеме электроэнергии отпущенной в сеть объектом микрогенерации, а при обратной ситуации – в объеме электроэнергии, подлежащей приобретению владельцем объекта микрогенерации.

Обязанность обеспечения учета электрической энергии

Что касается бремени организации учета электрической энергии, то по состоянию на май 2020 года оно по-прежнему лежит на владельце объекта микрогенерации (потребителе) в силу действия пункта 145 ОПФРРЭ.

Начиная с 01 июля 2020 года, будет действовать редакция ОПФРРЭ, утвержденная Постановлением Правительства РФ от 18.04.2020 № 554.

Согласно п. 63,65(1), 113 ОПФРРЭ в новой редакции с владельцев объектов по производству электрической энергии на розничном рынке снимается обязанность организовать раздельный почасовой учет производства и потребления электроэнергии на таких объектах. На них возлагается обязанность допустить уполномоченных лиц для установки, ввода в эксплуатацию, демонтажа, снятия показаний, поверки приборов учета.

Организация учета электрической энергии на таких объектах возлагается на сетевую организацию, к объектам электросетевого хозяйства которой присоединены соответствующие объекты.

Со сторон договора купли-продажи электроэнергии, произведенной на розничном рынке, снимается обязанность передавать показания приборов учета ГП. Она заменяется условием о порядке снятия таких показаний в порядке, установленном разделом Х ОПФРРЭ.

В этой связи технологическое присоединение объектов микрогенерации после 1 июля 2020-го года должно сопровождаться обязанностью сетевой организации оборудовать точку поставки соответствующим учетом электрической энергии.

Что касается оборудования точек поставки приборами учета в случаях, не связанных с осуществлением техприсоединения, сетевая организация после 1 июля 2020-го года обязана будет оборудовать точку поставки надлежащей системой учета не позднее 6 месяцев:

с даты истечения интервала между поверками или срока эксплуатации прибора учета, если соответствующая дата (срок) установлена в договоре энергоснабжения (оказания услуг по передаче электрической энергии);
с даты получения обращения потребителя об истечении интервала между поверками, срока эксплуатации, а также об утрате, о выходе прибора учета из строя и (или) его неисправности.
с даты выявления истечения срока поверки, срока эксплуатации, неисправности прибора учета в ходе проведения его проверки;
с даты признания прибора учета утраченным.

Таким образом, начиная с июля 2020-го года, владельцы объектов микрогенерации могут существенно облегчить свою участь, освободившись от обязанности обеспечивать и контролировать надлежащий учет электрической энергии в своей точке поставки электроэнергии.

Порядок урегулирования договорных отношений

Главным камнем преткновения, стоящим на пути полноценного применения Закона о микрогенерации, является практически полное отсутствие регулирования порядка заключения и исполнения договора, обеспечивающего приобретение гарантирующим поставщиком объема электроэнергии, произведенного на объекте микрогенерации.

Разумеется, раздел III ОПФРРЭ содержит достаточное количество норм, которыми можно руководствоваться при заключении гарантирующим поставщиком договора энергоснабжения (купли-продажи электроэнергии) с владельцем объекта микрогенерации.

Но при ближайшем рассмотрении этих норм в существующей редакции возникает ряд прикладных проблем, которые либо вообще не имеют решения, либо ресурсы, затраченные на их решение, скорее всего, будут сводить на нет любой полезный экономический эффект от продажи электроэнергии, произведенной на объекте микрогенерации, для его владельца.

1. Как было указано выше, Закон о микрогенерации никак не ограничивает гарантирующего поставщика в определении нижней планки цены, по которой он будет приобретать электроэнергию у владельца объекта микрогенерации. В теории он вообще может предложить выкупать избыток электроэнергии за 1 копейку за каждый кВт.ч, а владельцу объекта придется либо согласиться с этим решением, либо уйти в длительный судебный спор об определении стоимости электроэнергии в порядке пункта 3 статьи 424 Гражданского кодекса Российской Федерации. Единственной альтернативой для владельца объекта микрогенерации в такой ситуации является лишь установка аккумуляторов и переход на автономное обслуживание.

Сомнительно, что в подобной ситуации владелец объекта микрогенерации предпочтет первое второму, а еще более сомнительным представляется, что какое бы то ни было статистически значимое количество потребителей в таких условиях вообще решится на то, чтобы стать одним из первопроходцев на этом рынке.

2. Также избыточно сложным представляется учет электроэнергии на объектах микрогенерации. В настоящее время обязанность организовать раздельный почасовой учет производства и потребления электроэнергии лежит на субъектах этих объектов. Но даже после июля 2020 года, когда обязанность организации и обеспечения учета электроэнергии на таких объектах перейдет на сетевые организации, для владельцев объектов микрогенерации определение объема производства/потребления по существующим правилам будет не выгодно, так как законодатель отказался от схемы взаимозачета (полного сальдирования) во втором чтении законопроекта

4. Еще одна проблема связана с тем, что значительную, если не подавляющую, часть потенциальных субъектов отношений по микрогенерации электроэнергии составляют домовладельцы, на отношения гарантирующих поставщиков с которыми в приоритетном порядке распространяют свое действие нормы жилищного законодательства, касающиеся предоставления коммунальной услуги по электроснабжению, что может создавать дополнительные риски правовых коллизий.

По результатам анализа положений Закона о микрогенерации и оценки возможности его применения на практике можно прийти к следующим выводам:

существующего правового регулирования вопроса в подзаконных актах явно недостаточно для полноценной возможности реализации положений Закона о микрогенерации в практической деятельности субъектов розничных рынков электрической энергии;
несомненным (но недостаточным) толчком к развитию микрогенерации должна послужить реформа порядка учета электрической энергии, предполагающая снятие с потребителей электроэнергии бремени ее учета;
главным препятствием для вступления в отношения по микрогенерации для потенциальных производителей электроэнергии в первую очередь является вопрос ценообразования, который урегулирован в соответствующем законе явно в пользу гарантирующих поставщиков электрической энергии;
для решения вопроса коллизии норм подзаконных актов в сфере электроэнергетики и предоставления коммунальных услуг несомненно требуется уточнение порядка заключения договора о приобретении гарантирующим поставщиком объема электроэнергии, производимого на объектах микрогенерации.

Судебная практика, а также самые важные изменения в законодательстве в области электроэнергетики - Lex Energética

Читайте также: