Степанов А.В., АО «НТЦ ЕЭС (Московское отделение)» Кеткин Л.А., канд. экон. наук, АО «СО ЕЭС», Москва

Ставки единых (котловых) тарифов для распределительных сетей существенно различаются по уровням (диапазонам) напряжения

В практике выбора решений для минимизации затрат промышленных потребителей на приобретение электроэнергии иногда встречаются парадоксальные случаи, когда общепризнанные и очевидно выгодные, на первый взгляд, решения неожиданно оказываются экономически менее эффективными, чем заведомо более дорогие альтернативы. На примере Мурманской области рассмотрим, всегда ли справедливо распространенное мнение, что федеральный тариф на услуги по передаче электрической энергии, оказываемые ПАО «ФСК ЕЭС» с использованием объектов единой национальной (общероссийской) электрической сети (далее – ЕНЭС), меньше региональных котловых тарифов на аналогичные услуги, оказываемые территориальными сетевыми организациями с использованием местных распределительных сетей.1

За исходную точку анализа возьмем соотношение единых (котловых) тарифов на услуги по передаче электрической энергии (ЭЭ) по распределительным сетям в Мурманской области для категории «Прочие потребители» на 1-ое полугодие 2018 г. и тарифа на услуги по передаче ЭЭ по объектам ЕНЭС, оказываемые ПАО «ФСК ЕЭС» (далее – тариф ФСК ЕЭС) – см. табл. 1.

Тарифы на услуги по передаче

Из сравнения единых (котловых) тарифов в табл. 1 следует, что одноставочный тариф для уровня напряжения СН-1, действовавший в период с 01.01.2018 по 30.04.2018, установленный в размере 1,67989 руб./кВт·ч, превышает в 3,5 раза тариф для смежного уровня напряжения ВН, размер которого установлен 0,48334 руб./кВт·ч. Одноставочные тарифы для несмежных уровней напряжения НН и ВН отличаются в 5 раз. Для двухставочного тарифа ставки на содержание различаются по уровням напряжения также существенно.

ПС Выходной

Данное соотношение позволяет сделать первый вывод: при технико-экономическом анализе проекта по технологическому присоединению к внешним электрическим сетям окончательный выбор решения должен производиться не только на основе сравнения капитальных затрат на технологическое присоединение и долгосрочных операционных затрат на обслуживание построенных электросетевых объектов, но и с учётом различия в оплате услуг по передаче ЭЭ в зависимости от ставок тарифа для разных уровней напряжения. Выбрав более дешёвое решение на этапе технологического присоединения, предприятие рискует в последующем получить более дорогие услуги по передаче ЭЭ.

Так, предприятие в Мурманской области, относящееся к категории «Прочие потребители» и осуществившее технологическое присоединение на высоком уровне напряжения (ВН), будет платить за услуги по передаче ЭЭ в 3 – 5 раз меньше, чем на среднем или низком уровне напряжения (СН-1, СН-2, НН). Общая сумма оплаты за электропотребление для такого предприятия будет меньше на 30 %, чем в случае с уровнем напряжения СН-1 (исходя из того, что доля услуг по передаче в общей стоимости приобретаемой электроэнергии в Мурманской области колеблется в зависимости от уровня напряжения в диапазоне 18 – 56 %).

Следует отметить, что приведенное выше соотношение между ставками единых (котловых) тарифов характерно для конкретного периода регулирования, в нашем случае это 1-ое полугодие 2018 г. В следующем периоде регулирования соотношение тарифов может быть иным. Для объективной картины необходим анализ соотношения единых (котловых) тарифов за последние 3 – 5 лет, а также учёт многих обстоятельств, принимаемых во внимание органами тарифного регулирования при расчете и установлении единых (котловых) тарифов на услуги по передаче ЭЭ, в том числе:

  • предельных (максимального и минимального) уровней тарифов по субъекту РФ для потребителей, не относящихся к населению и приравненным к нему категориям потребителей, устанавливаемых ФАС России;
  • балансов ЭЭ (мощности) в региональной энергосистеме;
  • анализа региональной динамики спроса на ЭЭ;
  • анализа исполнения инвестиционных программ территориальных сетевых организаций и перспектив развития электросетевого хозяйства в регионе;
  • политики перекрестного субсидирования потребителей на разных уровнях напряжения (ставки и величины);
  • практики перераспределения объемов полезного отпуска между полугодиями (при наличии) и др.

 

Гарантированно рассчитывать на выгоды технологического присоединения на том или ином уровне напряжения на долгосрочную перспективу можно только при условии стабильности тарифных решений в регионе.


Согласно п. 81(1) «Основ ценообразования в области регулируемых цен (тарифов) в электроэнергетике», утвержденных постановлением Правительства РФ от 29.12.2011 № 1178 [2], тарифы на услуги по передаче ЭЭ для всех потребителей, кроме населения и приравненных к нему категорий потребителей, дифференцируются по следующим уровням напряжения:

  • высокое первое напряжение (ВН-1) – объекты электросетевого хозяйства и (или) их части, переданные в аренду организацией по управлению единой национальной (общероссийской) электрической сетью (ПАО «ФСК ЕЭС») территориальным сетевым организациям; с 01.07.2017 указанный тариф применяется только в одном субъекте РФ (в Республике Бурятия), поэтому в настоящей статье не рассматривается;
  • высокое напряжение (ВН) – объекты электросетевого хозяйства 110 кВ и выше, за исключением случаев, которые относятся к ВН-1;
  • среднее первое напряжение (СН-1) – объекты электросетевого хозяйства 35 кВ;
  • среднее второе напряжение (СН-2) – объекты электросетевого хозяйства 20 – 1 кВ;
  • низкое напряжение (НН) – объекты электросетевого хозяйства ниже 1 кВ.

 

Уровень напряжения в отношении каждой точки поставки определяется в порядке, предусмотренном п. 15(2) «Правил недискриминационного доступа к услугам по передаче электрической энергии и оказания этих услуг», утвержденных постановлением Правительства РФ от 27.12.2004 № 861 [3].

В отношении сетей ЕНЭС по решению Федеральной антимонопольной службы (ФАС России) устанавливается тариф в двухставочном выражении с единой ставкой на содержание сетей для всех субъектов РФ, за исключением Республики Дагестан, Республики Ингушетия, Кабардино-Балкарской Республики, Карачаево-Черкесской Республики, Республики Северная Осетия – Алания, Чеченской Республики, Ставропольского края, для которых размер указанной ставки устанавливается отдельно.

В отношении распределительных сетей по решениям региональных органов тарифного регулирования в каждом субъекте РФ устанавливаются единые (котловые) тарифы в двухставочном и одноставочном выражениях, дифференцированные по уровням напряжения ВН, СН1, СН-2, НН с учётом раздельных затрат территориальных сетевых организаций на электросетевые объекты каждого уровня напряжения. Как правило, минимальное значение имеют тарифы для потребителей, присоединенных на уровне напряжения ВН, а максимальное значение имеют тарифы для потребителей, присоединенных на уровне напряжения НН.


Тариф ФСК ЕЭС, как правило, ниже единых (котловых) тарифов для распределительных сетей

Из сравнения данных табл. 1 также следует второй вывод: в наиболее выгодном положении находятся потребители с технологическим присоединением к объектам ЕНЭС, услуги по передаче ЭЭ через которые оказывает ПАО «ФСК ЕЭС».

Такие потребители несут минимальные расходы на услуги по передаче ЭЭ. В частности, ставка за содержание электрических сетей для них в целом по стране как минимум в 2 раза меньше, чем для потребителей, имеющих технологическое присоединение к распределительным сетям территориальных сетевых организаций на уровне напряжения ВН, или почти в 5 раз меньше, чем на уровне напряжения СН-1. В натуральном выражении показатели экономии выглядят более чем убедительно: при месячном объеме электропотребления 4 000 тыс. кВт·ч промышленный потребитель в Мурманской области, рассчитывающийся по двухставочному тарифу, в 1-ом полугодии 2018 г. заплатит за услуги по передаче, оказываемые ПАО «ФСК ЕЭС», 9 141 тыс.руб. без НДС, а за услуги по передаче, оказываемые территориальной сетевой организацией, при уровне напряжения ВН – 13 501 тыс.руб. без НДС (т.е. на 47,7 % больше), при уровне напряжения СН-1 – 34 059 тыс.руб. без НДС (т.е. в 3,7 раза больше).

Причиной, по которой тариф ФСК ЕЭС имеет минимальный размер по сравнению с региональными тарифами на услуги по передаче ЭЭ по распределительным сетям, является нормативно-правовой механизм формирования единых (котловых) тарифов, действующий с 2008 года на всей территории РФ (приказ ФСТ России от 06.08.2004 № 20-э/2 «Об утверждении Методических указаний по расчету регулируемых тарифов и цен на электрическую (тепловую) энергию на розничном (потребительском) рынке») [5]. С целью регулирования предполагается, что территориальные сетевые организации оплачивают услуги ПАО «ФСК ЕЭС» за транспортировку ЭЭ по магистральным сетям до точки приёма в распределительные сети и далее несут затраты по содержанию распределительных сетей и передаче по ним ЭЭ до конечного потребителя.

При расчетах котловых тарифов расходы территориальных сетевых организаций на оплату услуг ПАО «ФСК ЕЭС» по передаче ЭЭ включаются в состав необходимой валовой выручки (далее – НВВ) соответствующих сетевых организаций и распределяются по всей котловой НВВ пропорционально их объемам электросетевого оборудования по уровням напряжения. Чем больший объем оборудования сетевая организация имеет на определенном уровне напряжения, тем бóльшая доля затрат этой сетевой организации по оплате услуг по передаче, оказываемых ПАО «ФСК ЕЭС», распределяется на этот уровень напряжения. В соответствии с п.48 [5], затраты сетевых организаций на оплату услуг по передаче ЭЭ, оказываемых ПАО «ФСК ЕЭС» по договорам, заключаемым ими с ПАО «ФСК ЕЭС» в соответствии с подп. а) п.41 [3], учитываются как «Прочие расходы сетевой организации, относимые на соответствующий уровень напряжения».

Схематично суть котловых тарифов показана на рис. 1.

Суть котлового тарифа

Это объясняет, почему тариф ФСК ЕЭС является самым низким. И кажется логичным, что потребитель с прямым технологическим присоединением к сетям ЕНЭС должен находиться в самом выгодном положении, так как такой потребитель не имеет посредников в лице территориальных сетевых организаций и не должен оплачивать содержание местных распределительных сетей.

Практика это подтверждает. Выбор концепции электроснабжения энергоемких производств основывается на логике: тариф ФСК ЕЭС всегда минимальный, потому самый выгодный. При рассмотрении альтернатив предпочтение всегда отдается схемам внешнего электроснабжения с технологическим присоединением к сетям ЕНЭС (при сопоставимости капитальных затрат на мероприятия по осуществлению технологического присоединения). Некоторые юридические фирмы даже предлагают предприятиям в определенных случаях инициировать судебный спор, обязывающий ПАО «ФСК ЕЭС» заключить договор на оказание услуг по передаче электрической энергии.2


Потребителю не всегда доступен выбор, к каким сетям осуществить технологическое присоединение. Согласно «Правилам 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», утвержденным постановлением Правительства РФ от 27.12.2004 № 861 (далее – ПТП) [4], подача заявки в ПАО «ФСК ЕЭС», как правило, предполагает, что:

  1. технологическое присоединение энергопринимающих устройств потребителя осуществляется только на уровне напряжения 110 кВ и выше (абз.1 п.8(2) ПТП); исключение составляют вновь присоединяемые энергопринимающие устройства к объектам ЕНЭС, введенным в эксплуатацию до 01.01.2018 и включенным в утвержденный 09.08.2016 Правительством РФ перечень объектов ЕНЭС, к которым допускается осуществление технологического присоединения вновь присоединяемых энергопринимающих устройств потребителей на уровне напряжения ниже 110 кВ при отсутствии необходимости осуществления строительства и (или) реконструкции с увеличением трансформаторной мощности таких объектов – абз.7 п.8(2) ПТП;
  2. объект ЕНЭС (опора линий электропередачи, кабельная линия, распределительное устройство, подстанция), к которому планируется осуществить технологическое присоединение, является для потребителя ближайшим объектом электросетевого хозяйства сетевой организации, имеющим указанный в заявке класс напряжения – абз.1 п.8 ПТП;
  3. на расстоянии менее 300 метров от границ участка заявителя кроме объекта ЕНЭС, эксплуатируемого ПАО «ФСК ЕЭС», находятся объекты электросетевого хозяйства других сетевых организаций, и заявитель, имеющий право направить заявку в любую из этих сетевых организаций (п.8(1) ПТП), остановил свой выбор на ПАО «ФСК ЕЭС».

 


Двухставочный тариф ФСК ЕЭС может оказаться невыгодным для промышленного потребителя при определенных условиях

Предположим, что нашему предприятию в Мурманской области доступны возможности технологического присоединения не только к объектам электросетевого хозяйства распределительных сетей, эксплуатируемым территориальными сетевыми организациями, но и к объектам ЕНЭС.

Предположим далее, что это предприятие в данный момент имеет технологическое присоединение к распределительным сетям 35 кВ территориальной сетевой организации на тарифном уровне напряжения СН1, но планирует существенно увеличить электропотребление и максимальную мощность своих энергопринимающих устройств, что потребует перехода на уровень напряжения не ниже 110 кВ.

ПС Мурманская

В связи с этим необходимо решить, куда подать заявку на присоединение энергопринимающих устройств: в территориальную сетевую организацию либо в ПАО «ФСК ЕЭС». В первом случае предприятие получит технологическое присоединение на уровне напряжения ВН и, как следствие, будет оплачивать услуги по передаче ЭЭ по соответствующим региональным котловым тарифам. При этом будет иметь право выбора между тарифами в одноставочном или двухставочном выражении. Во втором случае предприятие получит технологическое присоединение к объекту ЕНЭС и, как следствие, будет оплачивать услуги по передаче ЭЭ по тарифу ФСК ЕЭС, устанавливаемому в двухставочном выражении. При этом отметим, что согласно п.8(3) ПТП [4] подача в отношении одних и тех же энергопринимающих устройств одновременно двух и более заявок в разные сетевые организации не допускается за исключением случаев технологического присоединения энергопринимающих устройств, в отношении которых применяется категория надежности электроснабжения, предусматривающая использование двух и более источников электроснабжения.

На первый взгляд, можно предположить выгодность технологического присоединения к объектам ЕНЭС и последующей оплаты услуг по передаче ЭЭ по тарифу ФСК ЕЭС при прочих равных условиях. Проверим, так ли это.

Алгоритм решения задачи.

Шаг 1. Выясняем, по какому именно единому (котловому) тарифу предприятие сегодня оплачивает услуги по передаче ЭЭ – одноставочному или двухставочному, и является ли этот тариф для предприятия оптимальным.

В большинстве случаев одноставочный тариф более выгоден, чем двухставочный, если предприятие имеет неровный график нагрузки, характеризующийся ярко выраженными дневными максимумами (пиками) электропотребления в разные часы по рабочим дням, и минимальными значениями электропотребления в ночное время и в выходные дни. Для такого предприятия двухставочный тариф крайне невыгоден ввиду необходимости дополнительной платы за услуги по передаче ЭЭ по ставке на содержание сетей (за сетевую мощность), которая для предприятия Мурманской области, присоединенного на уровне напряжения ВН, составляет порядка 30 % от общих затрат на покупку электроэнергии. Особенно ощутима соответствующая плата для предприятий, у которых максимумы (пики) нагрузки совпадают с плановыми часами пиковой нагрузки, устанавливаемыми Системным оператором (АО «СО ЕЭС»).

И наоборот, если предприятие имеет непрерывное круглосуточное производство или иную специфику, позволяющую приобретать значительную долю объёмов электрической энергии (мощности) в «дешевые» дневные и ночные часы суток либо позволяющую минимизировать электропотребление в определенные часы пиковой нагрузки региональной энергосистемы, то можно предполагать выгодность двухставочного тарифа.

В целях выяснения, какой именно тариф оптимален (одноставочный или двухставочный), выполняем сравнительный расчёт. При расчете учитываются все технические данные, имеющие значение для правильного определения объёмов и стоимости потреблённой электрической энергии (мощности): расчётная схема объекта и наличие в ней транзитных потребителей, способ присоединения к сетям сетевой организации (прямое или опосредованное), др.

Шаг 2. Если выяснится, что для предприятия является выгодным двухставочный тариф, то заканчиваем дальнейшую проверку и считаем подтвержденной целесообразность технологического присоединения к сетям ЕНЭС. Объяснение простое: как показано выше, ставка тарифа ФСК ЕЭС за содержание электрических сетей как минимум в 2 раза меньше, чем аналогичная ставка единого (котлового) тарифа на уровне напряжения ВН (в двухставочном выражении).

Если выяснится, что для предприятия более выгодным является одноставочный тариф, то переходим к шагу 3.

Шаг 3. Выполняем расчет по аналогии с Шагом 1 для сравнения затрат предприятия на оплату услуг по передаче ЭЭ в случае одноставочного котлового тарифа ВН и в случае тарифа ФСК ЕЭС (двухставочного).

Ключевым моментом является то, что сохранение выгодного предприятию одноставочного тарифа возможно только при переходе с уровня напряжения СН-1 на уровень ВН, что означает технологическое присоединение к местным распределительным сетям и оплату услуг по передаче ЭЭ по региональным котловым тарифам. А переход к технологическому присоединению к сетям ЕНЭС неразрывно связан с изменением тарифа на услуги по передаче ЭЭ на двухставочный в силу нормативно-правовых требований. Оплата услуг по передаче ЭЭ, оказываемых ПАО «ФСК ЕЭС», возможна исключительно по двухставочному тарифу – абз.30 п.81 [2].

Таким образом, наше предприятие сталкивается с оптимизационной дилеммой: либо платить за услуги по передаче по котловому одноставочному тарифу ВН, который является дорогим (в части ставки за содержание электрических сетей), но выгодным (в смысле порядка определения услуг, подлежащих оплате), либо платить за услуги по передаче по двухставочному тарифу ФСК ЕЭС, который является дешёвым (в части ставки за содержание электрических сетей), но крайне невыгодным (в смысле порядка определения услуг, подлежащих оплате).

Если выполненный по аналогии с Шагом 1 расчёт показывает, что общие затраты предприятия на оплату электропотребления в случае двухставочного тарифа ФСК ЕЭС всё равно ниже, чем в случае одноставочного котлового тарифа ВН, то заканчиваем проверку и считаем подтвержденной целесообразность перехода на обслуживание к ПАО «ФСК ЕЭС».

Однако может выясниться и обратное. В частности, расчёт, выполненный нами для конкретного предприятия Мурманской области с графиком нагрузки согласно рис. 2, показал парадоксальный результат, что в 1-ом полугодии 2018 года по двухставочному тарифу ФСК ЕЭС это предприятие оплачивало бы услуги по передаче ЭЭ в большем размере, чем если бы оплачивало их по котловому одноставочному тарифу для уровня напряжения ВН.

Среднесуточный график нагрузки

Выполненный сравнительный расчёт приведён в табл. 2.

Расчет разницы затрат на услуги по передаче

Из приведенных данных следует, что размер операционных затрат данного предприятия на оплату услуг по передаче ЭЭ по тарифу ФСК ЕЭС за 1-ое полугодие 2018 г. превысил аналогичные затраты на оплату услуг по котловому тарифу ВН при условии выбора оптимального одноставочного варианта на 4 558,23 тыс. руб., или на 21 %.

Условия, при которых потребителю может оказаться выгоднее оплачивать котловой одноставочный тариф ВН, чем двухставочный тариф ФСК ЕЭС

Двухставочный тариф ФСК ЕЭС действительно может быть менее выгодным для потребителя, чем одноставочный единый (котловой) тариф для уровня напряжения ВН, при следующих одновременных условиях.

 

  1. Специфика потребителя: суточный график электропотребления на объекте имеет ярко выраженные максимумы (пики) нагрузки.

    Как указано выше, для таких потребителей двухставочный тариф крайне невыгоден ввиду необходимости дополнительной платы за сетевую мощность. Так, для предприятия Мурманской области, присоединенного на уровне напряжения ВН, эта плата составляет порядка 30% от общих затрат на покупку электроэнергии.

  2. В субъекте РФ котловые тарифы по уровню напряжения ВН установлены на сравнительно низком уровне, что обусловлено объективной ситуацией с электросетевым хозяйством:

    1. затраты сетевых организаций на уровне напряжения ВН составляют малую долю в общей котловой НВВ;
    2. объекты распределительных сетей присоединены к объектам ЕНЭС преимущественно (фактически) на напряжении до 35 кВ, при этом доля объектов распределительных сетей, присоединенных к объектам ЕНЭС на напряжении 110 кВ и выше, незначительна;
    3. удельная составляющая сетевого хозяйства территориальных сетевых организаций классов напряжения 110 кВ и выше (уровень напряжения ВН) незначительна по сравнению с числом объектов ЕНЭС в этом регионе;
    4. объём отпуска электрической энергии (мощности) потребителям из распределительных сетей на уровне напряжения ВН имеет большой удельный вес в общем объем отпуска из всех распределительных сетей.

     

    В силу указанных обстоятельств имеются объективные предпосылки для малой величины цен (тарифов) на услуги по передаче ЭЭ для уровня напряжения ВН.

  3. В субъекте РФ в отношении уровня напряжения ВН:

    1. относительно стабилен объём отпуска электрической энергии (мощности) потребителям из сети, и не происходит существенное изменение затрат сетевых организаций (существенное изменение указанных затрат по периодам регулирования имеет место, когда необходимо срочное восстановление электросетевых объектов после аварий, при новом строительстве взамен объектов, выводимых из эксплуатации, при опережающем развитии территорий и др.);
    2. относительно стабильна политика перекрестного субсидирования; регулирующим органом поддерживаются пропорции перераспределения по уровням напряжения, не допускается резкое изменение размера тарифов или резкое изменение их соотношения по уровням напряжения.

     

    При такой относительной стабильности описываемый эффект может быть длительным (иметь место в течение двух, трех и более периодов регулирования подряд), что позволяет потребителю сориентироваться в выборе линии своего поведения на рынке.

Учёт эффекта «невыгодного» тарифа ФСК ЕЭС в практике оптимизационных решений

Одновременное выполнение всех указанных выше условий в 1-ом полугодии 2018 г. в Мурманской области закономерно дало описанный эффект дешёвого, но невыгодного тарифа ФСК ЕЭС в сравнении с дорогим, но выгодным котловым одноставочным тарифом ВН в случае конкретного предприятия, для которого нами выполнен сравнительный расчёт.

Далее, для серьёзного отношения к полученному парадоксу важно разобраться: это явление разовое, возникшее только в определенный период регулирования, либо длительное (в течение нескольких периодов регулирования)? В первом случае эффектом можно пренебречь, во втором случае очевидна значимость описанного эффекта для практики.

Для проверки мы взяли динамику изменения тарифов с 2016 по 2018 годы в Мурманской области. Соотношение между тарифами на услуги по передаче ЭЭ в двухставочном и одноставочном выражении для категории «Прочие потребители» за 3 года изменялось незначительно 4 раза, в том числе в связи с решениями ФАС России об отмене решений Комитета по тарифному регулированию Мурманской области.

ПАО «МРСК Северо-Запада»

Расчёты показали, что даже в условиях изменения соотношения тарифов в течение указанных последовательных периодов регулирования для нашего конкретного предприятия тариф на передачу ЭЭ в одноставочном выражении устойчиво являлся более выгодным. Решающим фактором стабильной привлекательности одноставочного тарифа оказалось то, что график электропотребления на объекте не менялся. При таком графике с явным пиком нагрузки (см. рис. 2) двухставочный тариф может стать выгодным только в случае существенного изменения соотношения ставок на услуги по передаче ЭЭ в сторону уменьшения ставки на содержание сетей (не менее, чем в 2 раза – см. сравнение данных по строке 3 в табл. 2).

Таким образом, для нашего конкретного предприятия описанный эффект оказался долговременным, устойчивым. За период с 2016 по 2018 годы он наблюдался непрерывно в течение всех периодов регулирования, потому есть все основания считать его практически значимым. В условиях, когда котловой одноставочный тариф ВН выгоден постоянно, он может составлять серьёзную конкуренцию двухставочному тарифу ФСК ЕЭС, гарантирующему, по общему правилу, устойчивый минимум затрат предприятия на оплату услуг по передаче ЭЭ на долгосрочную перспективу.

Соответственно, нашему предприятию при названных допущениях и при сопоставимых капитальных затратах на технологическое присоединение предпочтительнее подать заявку на присоединение энергопринимающих устройств в «Колэнерго» – филиал ПАО «МРСК Северо-Запада» или иную соответствующую территориальную сетевую организацию.

Опираясь на приведенный пример, можно предположить актуальность описанного эффекта для других предприятий Мурманской области, имеющих неровный график электропотребления. Описанный эффект может оказаться устойчивым для аналогичных предприятий в других субъектах РФ, в которых котловые тарифы по уровню напряжения ВН стабильно устанавливаются на низком уровне по сравнению с федеральным тарифом ФСК ЕЭС. К таким субъектам РФ можно отнести Иркутскую область или Республику Татарстан. Следует также ожидать, что в ближайшие годы в регионах России описанный эффект будет встречаться всё чаще в связи с тарифной реформой электросетевого комплекса. В частности, комплекс мер, предложенный Минэнерго России и одобренный Правительством РФ в сентябре 2018 г., включает поэтапное в период до 2025 г. увеличение тарифа для прямых потребителей услуг ПАО «ФСК ЕЭС» в 1,5 раза (ежегодный прирост – около 7 %). Указанное увеличение существенно уменьшит выгоды технологического присоединения к объектам ЕНЭС, а следовательно, снизит интерес предприятий к получению тарифа ФСК ЕЭС.

В практической деятельности описываемый эффект целесообразно учитывать при разработке схем внешнего электроснабжения в рамках техникоэкономического обоснования проектов по строительству или реконструкции энергопринимающих устройств предприятия (наряду с традиционными расчетами капитальных вложений и операционных затрат на содержание). Отметим, что с 16.08.2018 для потребителей, имеющих намерение осуществить технологическое присоединение энергопринимающих устройств с максимальной мощностью более 50 МВт, разработка схемы внешнего электроснабжения стала обязательной в связи с внесением изменений в ПТП согласно постановлению Правительства РФ от 13.08.2018 № 937.

Выводы

  1. Средневзвешенный тариф ФСК ЕЭС в целом по регионам значительно ниже средневзвешенных единых (котловых) тарифов ВН (по распределительным сетям) как в двухставочном, так и в одноставочном выражении. В подавляющем большинстве случаев промышленное предприятие, имеющее альтернативу технологического присоединения к объектам ЕНЭС или к объектам распределительных сетей, будет в долгосрочной перспективе при выборе объектов ЕНЭС иметь меньший тариф на услуги по передаче электрической энергии, оказываемые ПАО «ФСК ЕЭС».
  2. Встречаются частные случаи, дающие обратную картину. При определенных региональных и объектовых условиях предприятию экономически может быть выгодно иметь технологическое присоединение к местным распределительным сетям на высоком уровне напряжения (ВН) и оплачивать услуги по передаче электрической энергии по региональному котловому одноставочному тарифу, несмотря на близость объектов ЕНЭС и наличие благоприятных условий для подключения к ним. Указанный эффект может быть кратковременным (наблюдаться в течение одного-двух периодов регулирования), а может быть устойчивым (наблюдаться непрерывно в течение трёх и более периодов регулирования). В последнем случае эффект имеет практическую значимость.
  3. При разработке схем внешнего электроснабжения и при наличии нескольких вариантов технологического присоединения потребителю в целях оптимального выбора необходимо по каждому из вариантов определять совокупный эффект на весь жизненный цикл инвестиционного проекта, который основан на комплексной оценке: а) капитальных затрат на выполнение мероприятий по технологическому присоединению; б) операционных затрат на содержание построенных электросетевых объектов; в) операционных затрат на оплату услуг по передаче электрической энергии.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

 

  1. Правила оптового рынка электрической энергии и мощности, утв. Постановлением Правительства РФ от 27.12.2010 № 1172 (с изм.)
  2. Основы ценообразовании в области регулируемых цен (тарифов) в электроэнергетике, утв. постановлением Правительства РФ от 29.12.2011 № 1178 (с изм.)
  3. Правила недискриминационного доступа к услугам по передаче электрической энергии и оказания этих услуг, утв. постановлением Правительства РФ от 27.12.2004 № 861 (с изм.)
  4. 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, утв. постановлением Правительства РФ от 27.12.2004 № 861 (с изм.)
  5. Методические указания по расчету регулируемых тарифов и цен на электрическую (тепловую) энергию на розничном (потребительском) рынке, утв. приказом ФСТ России от 06.08.2004 № 20-э/2 (с изм.)

 

ОБ АВТОРАХ СТАТЬИ

Об авторах статьи

1 В настоящей статье не рассматриваются редкие случаи, когда объекты ЕНЭС используются для оказания услуг по передаче электрической энергии территориальными сетевыми организациями.

2 См. например:

  • постановление Федерального арбитражного суда Московского округа от 06.03.2014 по делу № Ф05-527/2014, № А40-115023/2012 по иску ОАО «Нижневартовский ГПК» к ОАО «ФСК ЕЭС» об обязании подписать договор на оказание услуг по передаче электроэнергии;
  • постановление Арбитражного суда Московского округа от 16.12.2014 по делу № А40-115023/12-27-1069 по иску ОАО «Нижневартовский ГПК» к ОАО «ФСК ЕЭС» о взыскании судебных расходов, связанных с оплатой услуг представителя.

 

Интернет приемная
Здесь Вы можете обратиться с вашим вопросом непосредственно к руководству компании

ВАШЕ СООБЩЕНИЕ ОТПРАВЛЕНО
Мы ответим Вам на указанный Email адресс в ближайшее время