Одноставочный и двухставочный тариф

Тарифы (приказ РЭК-ДЦТ КК от 11.12.2019 № 33/2019-э) на электрическую энергию для населения и приравненных к нему потребителей на территории Краснодарского края и Республики Адыгея

№ п/п Показатель
(группы потребителей с разбивкой по ставкам и дифференциацией по зонам суток)
Единица измерения Цена (тариф)
с 01.01.2020 по 30.06.2020 с 01.07.2020 по 31.12.2020
1 Население (тарифы указываются с учетом НДС)
1.1 Население, за исключением указанного в пунктах 2 и 3
1.1.1 Одноставочный тариф руб./кВт·ч 4,81 5,02
1.1.2 Одноставочный тариф, дифференцированный по двум зонам суток
Дневная зона руб./кВт·ч 5,38 5,62
Ночная зона руб./кВт·ч 2,89 3,02
1.1.3 Одноставочный тариф, дифференцированный по трем зонам суток
Пиковая зона руб./кВт·ч 5,39 5,63
Полупиковая зона руб./кВт·ч 4,81 5,02
Ночная зона руб./кВт·ч 2,89 3,02
2 Население, проживающее в городских населенных пунктах в домах, оборудованных в установленном порядке стационарными электроплитами и (или) электроотопительными установками
2.1 Одноставочный тариф руб./кВт·ч 3,37 3,52
2.2 Одноставочный тариф, дифференцированный по двум зонам суток
Дневная зона руб./кВт·ч 3,76 3,93
Ночная зона руб./кВт·ч 2,03 2,12
2.3 Одноставочный тариф, дифференцированный по трем зонам суток
Пиковая зона руб./кВт·ч 3,77 3,94
Полупиковая зона руб./кВт·ч 3,37 3,52
Ночная зона руб./кВт·ч 2,03 2,12
3 Население, проживающее в сельских населенных пунктах
3.1 Одноставочный тариф руб./кВт·ч 3,37 3,52
3.2 Одноставочный тариф, дифференцированный по двум зонам суток
Дневная зона руб./кВт·ч 3,76 3,93
Ночная зона руб./кВт·ч 2,03 2,12
3.3 Одноставочный тариф, дифференцированный по трем зонам суток
Пиковая зона руб./кВт·ч 3,77 3,94
Полупиковая зона руб./кВт·ч 3,37 3,52
Ночная зона руб./кВт·ч 2,03 2,12
4 Потребители, приравненные к населению (тарифы указываются с учетом НДС)
4.1 Одноставочный тариф руб./кВт·ч 4,81 5,02
4.2 Одноставочный тариф, дифференцированный по двум зонам суток
Дневная зона руб./кВт·ч 5,38 5,62
Ночная зона руб./кВт·ч 2,89 3,02
4.3 Одноставочный тариф, дифференцированный по трем зонам суток

Пиковая зона

руб./кВт·ч 5,39 5,63

Полупиковая зона

руб./кВт·ч 4,81 5,02

Ночная зона

руб./кВт·ч 2,89 3,02

Составляющие тарифа для населения и приравненных к нему потребителей на территории Краснодарского края и Республики Адыгея в первом полугодии 2020 года

№ п/п Показатель (группы потребителей с разбивкой по ставкам и дифференциацией по зонам суток) Средневзвешенная стоимость электроэнергии (с НДС) (руб./кВтч.) Единые (котловые) тарифы на услуги по передаче э/э (с НДС) (руб./кВтч.) Сбытовая надбавка АО «НЭСК» (с НДС) (руб./кВтч.) Услуги инфраструктурных организаций (с НДС) (руб./кВтч.)
1 2 3 4 5 6
1 Население
1.1 Население, за исключением указанного в пунктах 1.2 и 1.3
1.1.1 Одноставочный тариф 1,31999 3,11096 0,36281 0,00349
1.1.2 Тариф, дифференцированный по двум зонам суток
Дневная зона 1,31999 3,11096 0,36281 0,00349
Ночная зона 1,31999 3,11096 0,36281 0,00349
1.1.3 Тариф, дифференцированный по трем зонам суток
Пиковая зона 1,31999 3,11096 0,36281 0,00349
Полупиковая зона 1,31999 3,11096 0,36281 0,00349
Ночная зона 1,31999 3,11096 0,36281 0,00349
1.2 Население, проживающее в городских населенных пунктах в домах, оборудованных в установленном порядке стационарными электроплитами и (или) электроотопительными установками
1.2.1 Одноставочный тариф 1,31999 1,67096 0,36281 0,00349
1.2.2 Тариф, дифференцированный по двум зонам суток
Дневная зона 1,31999 1,67096 0,36281 0,00349
Ночная зона 1,31999 1,67096 0,36281 0,00349
1.2.3 Тариф, дифференцированный по трем зонам суток
Пиковая зона 1,31999 1,67096 0,36281 0,00349
Полупиковая зона 1,31999 1,67096 0,36281 0,00349
Ночная зона 1,31999 1,67096 0,36281 0,00349
1.3 Население, проживающее в сельских населенных пунктах
1.3.1 Одноставочный тариф 1,31999 1,67096 0,36281 0,00349
1.3.2 Тариф, дифференцированный по двум зонам суток
Дневная зона 1,31999 1,67096 0,36281 0,00349
Ночная зона 1,31999 1,67096 0,36281 0,00349
1.3.3 Тариф, дифференцированный по трем зонам суток
Пиковая зона 1,31999 1,67096 0,36281 0,00349
Полупиковая зона 1,31999 1,67096 0,36281 0,00349
Ночная зона 1,31999 1,67096 0,36281 0,00349
2 Потребители, приравненные к населению
2.1 Одноставочный тариф 1,31999 3,11096 0,36281 0,00349
2.2 Тариф, дифференцированный по двум зонам суток
Дневная зона 1,31999 3,11096 0,36281 0,00349
Ночная зона 1,31999 3,11096 0,36281 0,00349
2.3 Тариф, дифференцированный по трем зонам суток
Пиковая зона 1,31999 3,11096 0,36281 0,00349
Полупиковая зона 1,31999 3,11096 0,36281 0,00349
Ночная зона 1,31999 3,11096 0,36281 0,00349

Средневзвешенная стоимость единицы электрической энергии (мощности) на оптовом и розничном рынках, учтенная при установлении тарифов для населения, в соответствии с пунктом 30 «Правил государственного регулирования (пересмотра, применения) цен (тарифов) в электроэнергетике», утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 29.12.2011 № 1178, опубликована на 1-е полугодие 2020 года РЭК-ДЦТ КК на своем сайте.

Единые котловые тарифы были установлены приказом РЭК-ДЦТ КК от 27.12.2019 № 44/2019-э.

Сбытовая надбавка гарантирующего поставщика АО «НЭСК» установлена приказом РЭК-ДЦТ КК от 18.12.2019 № 34/2019-э.

Стоимость услуг инфраструктурных организаций представляет собой сумму следующих слагаемых:

— услуги АО «СО ЕЭС» в размере 1,417 руб./МВтч без НДС (приказ ФАС России от 19.12.2019 № 1701/19);

— услуги АО «АТС» в размере 1,161 руб./МВтч без НДС (приказ ФАС России от 19.12.2019 № 1702/19);

— услуги АО «ЦФР» в размере 0,333 руб/МВтч без НДС (утверждены Наблюдательным советом Ассоциации «НП Совет рынка» 17.04.2017).

Составляющие тарифа для населения и приравненных к нему потребителей на территории Краснодарского края и Республики Адыгея во втором полугодии 2020 года

№ п/п Показатель (группы потребителей с разбивкой по ставкам и дифференциацией по зонам суток) Средневзвешенная стоимость электроэнергии (с НДС) (руб./кВтч.) Единые (котловые) тарифы на услуги по передаче э/э (с НДС) (руб./кВтч.) Сбытовая надбавка АО «НЭСК» (с НДС) (руб./кВтч.) Услуги инфраструктурных организаций (с НДС) (руб./кВтч.)
1 2 3 4 5 6
1 Население
1.1 Население, за исключением указанного в пунктах 1.2 и 1.3
1.1.1 Одноставочный тариф 1,33266 3,27296 0,40606 0,00822
1.1.2 Тариф, дифференцированный по двум зонам суток
Дневная зона 1,33266 3,27296 0,40606 0,00822
Ночная зона 1,31999 3,27296 0,40606 0,00822
1.1.3 Тариф, дифференцированный по трем зонам суток
Пиковая зона 1,33266 3,27296 0,40606 0,00822
Полупиковая зона 1,33266 3,27296 0,40606 0,00822
Ночная зона 1,33266 3,27296 0,40606 0,00822
1.2 Население, проживающее в городских населенных пунктах в домах, оборудованных в установленном порядке стационарными электроплитами и (или) электроотопительными установками
1.2.1 Одноставочный тариф 1,33266 1,77296 0,40606 0,00822
1.2.2 Тариф, дифференцированный по двум зонам суток
Дневная зона 1,33266 1,77296 0,40606 0,00822
Ночная зона 1,33266 1,77296 0,40606 0,00822
1.2.3 Тариф, дифференцированный по трем зонам суток
Пиковая зона 1,33266 1,77296 0,40606 0,00822
Полупиковая зона 1,33266 1,77296 0,40606 0,00822
Ночная зона 1,33266 1,77296 0,40606 0,00822
1.3 Население, проживающее в сельских населенных пунктах
1.3.1 Одноставочный тариф 1,33266 1,77296 0,40606 0,00822
1.3.2 Тариф, дифференцированный по двум зонам суток
Дневная зона 1,33266 1,77296 0,40606 0,00822
Ночная зона 1,33266 1,77296 0,40606 0,00822
1.3.3 Тариф, дифференцированный по трем зонам суток
Пиковая зона 1,33266 1,77296 0,40606 0,00822
Полупиковая зона 1,33266 1,77296 0,40606 0,00822
Ночная зона 1,33266 1,77296 0,40606 0,00822
2 Потребители, приравненные к населению
2.1 Одноставочный тариф 1,33266 3,27296 0,40606 0,00822
2.2 Тариф, дифференцированный по двум зонам суток
Дневная зона 1,33266 3,27296 0,40606 0,00822
Ночная зона 1,33266 3,27296 0,40606 0,00822
2.3 Тариф, дифференцированный по трем зонам суток
Пиковая зона 1,33266 3,27296 0,40606 0,00822
Полупиковая зона 1,33266 3,27296 0,40606 0,00822
Ночная зона 1,33266 3,27296 0,40606 0,00822

Средневзвешенная стоимость единицы электрической энергии (мощности) на оптовом и розничном рынках, учтенная при установлении тарифов для населения, в соответствии с пунктом 30 «Правил государственного регулирования (пересмотра, применения) цен (тарифов) в электроэнергетике», утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 29.12.2011 № 1178, опубликована на 2-е полугодие 2020 года РЭК-ДЦТ КК на своем сайте.

Единые котловые тарифы были установлены приказом РЭК-ДЦТ КК от 27.12.2019 № 44/2019-э.

Сбытовая надбавка гарантирующего поставщика АО «НЭСК» установлена приказом РЭК-ДЦТ КК от 18.12.2019 № 34/2019-э.

Стоимость услуг инфраструктурных организаций представляет собой сумму следующих слагаемых:

— услуги АО «СО ЕЭС» в размере 5,303 руб./МВтч без НДС (приказ ФАС России от 19.12.2019 № 1701/19);

— услуги АО «АТС» в размере 1,214 руб./МВтч без НДС (приказ ФАС России от 19.12.2019 № 1702/19);

— услуги АО «ЦФР» в размере 0,333 руб/МВтч без НДС (утверждены Наблюдательным советом Ассоциации «НП Совет рынка» 17.04.2017).

Дата публикации: 17.06.2020

Какие бывают тарифы?

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

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

Первая ценовая категория – это когда электрическая энергия выставляется в целом за месяц по показаниям электросчетчика на начало и конец периода. Здесь применяются обычные электросчетчики.

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

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

Чтобы разобраться с этими ценовыми категориями, подробнее рассмотрим:

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

Помощь в снижении стоимости электроэнергии

Розничный рынок электроэнергии

Для начала сделаем обзор участников розничного рынка электроэнергии:

Генерирующие компании – которые вырабатывают электроэнергию.

Сетевые компании – которые владеют электросетевым хозяйством (трансформаторные подстанции, кабельные и воздушные линии и т.п.) и транспортируют электроэнергию по своей сети. Для краткости мы будем называть их СО.

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

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

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

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

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

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

Таким образом конечный тариф состоит из двух основных составляющих:

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Пример:

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

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

  • ГП по договору энергоснабжения 3 руб. за киловатт-час;
  • СО по договору на передачу 3,5 руб. за киловатт-час.

Сейчас наблюдается тенденция по разделению договоров. Связано это в первую очередь с тем, что на рынке между ГП и СО возникают частые конфликты из-за неплатежей. Поэтому СО стараются перевести на себя платежи от потребителей за услуги по передаче электроэнергии и усиленно предлагают потребителям перейти на прямые договорные отношения по этим услугам минуя ГП.

Почасовой учет электроэнергии

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

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

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

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

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

Если же счетчик имеет электронное табло, совсем не обязательно, что он будет подходить для почасового учета.

Нужно смотреть на паспортные данные счетчика и на конкретную модель счетчка. Например у счетчиков Меркурий нужно обращать внимание, есть ли в маркировке буква «P». Меркурий 230 ART-01 RN не обеспечивает почасовой учет, а Меркурий 230 ART-01 PQRSIDN — сгодится, хоть и выглядят оба счетчика одинаково.

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

В свою очередь эти составляющие могут быть одноставочными или двухставочными.

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

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

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

На схеме представлены все ставки по тарифу:

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

Имеются различия в расчете этих мощностей:

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

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

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

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

Для наглядности, давайте рассмотрим график потребления за один день:

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Помощь в снижении стоимости электроэнергии

Почасовые тарифы (3-6 ценовые категории)

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

Ценовые категории Платежи за электроэнергию Платежи за передачу Тарифные параметры
Третья Двухставочный Одноставочный W+Pг
Четвертая Двухставочный Двухставочный W+Pг+Pт

Таким образом,

Третья ценовая категория – это когда к оплате предъявляется не только электрическая энергия, но и генераторная мощность.

Четвертая ценовая категория – это когда к оплате предъявляется электрическая энергия, генераторная и транспортная мощности. Раньше четвертая ценовая категория называлась трехставочным тарифом.

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

Пятая ценовая категория считается также, как и третья, но подразумевает планирование.

Шестая ценовая категория считается также, как и четвертая, но подразумевает планирование.

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

Для начала посмотрим на карту России.

Ценовые зоны

Большинство регионов России относятся к ценовым зонам.

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

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

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

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

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

Тарифные параметры

Кроме ценовой категории есть и другие параметры, влияющие на цену за электроэнергию: диапазон мощности и уровень напряжения.

Вполне логично, что мощные потребители, которые берут много электрической энергии должны получать ее по сниженной стоимости. Поэтому существует 3 группы потребителей в зависимости от максимальной присоединенной мощности:

  • Первая группа — от 10МВт
  • Вторая группа — от 670кВт до 10МВт
  • Третья группа — до 670 кВт

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

Доступные ценовые категории:

Мощность потребителя Ценовые зоны Неценовые зоны
До 670кВт I-VI ценовые категории I-VI ценовые категории
Свыше 670кВт III-VI ценовые категории IV, VI ценовые категории

По уровням напряжения также есть градация потребителей:

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

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

Уровень напряжения определяется на границе балансовой принадлежности (указан в акте технологического присоединения).

Как перейти на другую ценовую категорию

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

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

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

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

Подытожим: переход с I, II, III, V ценовых категорий (одноставочный тариф на передачу) на IV и VI ценовые категории (двухставочный тариф на передачу) возможен только лишь раз в год в течение 1 месяца с момента утверждения тарифов на передачу электроэнергии. Тарифы на передачу устанавливаются на год вперед, и постановление об их утверждении выходит обычно с 25 по 31 декабря каждого года. Т.е. у потребителей есть всего месяц, чтобы проанализировать какой тариф теперь для них будет выгодным и заявиться на этот тариф.

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

Какие обязанности наступают при выборе почасовых тарифов

Основная обязанность потребителя — обеспечить поступление поставщику электроэнергии почасовых отчетов о потреблении.

Для этого, как мы уже говорили выше, требуется установить интервальные счетчики, которые учитывают объем электроэнергии по каждому часу.

Необходимо ежемесячно считывать данные с таких счетчиков и передавать своему поставщику.

Памятка по терминам

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Ценовые категории (ЦК) – тоже самое, что тарифы. Действуют только для предприятий. Есть 6 ценовых категорий.

Принятые сокращения

АРБП – Акт разграничения балансовой принадлежности.

АСКУЭ – автоматизированная система коммерческого учета электроэнергии.

АТП – акт технологического присоединения

ГП – гарантирующий поставщик.

НСО – независимые сбытовые компании.

СО – сетевая организация.

ЦК – ценовые категории.

При заключении:

  1. договора с энергосбытовой организацией (ЭСО) на продажу электрической энергии и мощности по типу «энергоснабжения»
  2. договора с территориальной сетевой организацией (ТСО) на оказание услуг по передаче электрической энергии

требуется определить тарифный уровень (диапазон, класс) напряжения (ТУН), на котором подключён потребитель электроэнергии к сетям ТСО, так как по тарифному уровню напряжения, идентифицируется величина тарифа на передачу электроэнергии или величина предельных уровней нерегулируемых цен на электроэнергию, включающих в себя тариф на передачу электроэнергии.

По моему мнению, при идентификации тарифного уровня (диапазона) напряжения, предопределяющего размер тарифа на услуги по передаче, необходимо учитывать следующие обстоятельства:

1. Понятия «уровень напряжения» и «напряжения» — это разные понятия

2. Понятия «фактический уровень напряжения» и «фактическое напряжение» — это разные понятия

3. При определении фактического уровня напряжения необходимо учитывать, где находится граница балансовой принадлежности (далее по тексту – ГБП): на «источнике питания» или нет?

4. Алгоритм определения применяемой для расчётов величины тарифа на передачу электроэнергии, при непосредственном подключении энергопринимающих устройств (далее по тексту – ЭПУ) потребителя к объектам электросетевого хозяйства ТСО

Понятия «уровень напряжения» и «напряжения» — это разные понятия

Выдержка из «Энциклопедии Экспертов»

«Напряжение» – это техническая характеристика энергоустановки, оно указывает, для приёма какого напряжения предназначена ЭПУ. Измеряется в вольтах (В) или киловольтах (кВ). Предопределяется техническими условиями, проектом на ЭПУ. Первично, как правило, напряжение фиксируется в документах о технологическом присоединении, чаще всего – в актах разграничения балансовой принадлежности. В нашей стране ЭПУ предназначаются для приёма следующего «напряжения»:

  1. 0,4 кВ
  2. 1 кВ
  3. 6 кВ
  4. 10 кВ
  5. 20 кВ
  6. 35 кВ
  7. 110 кВ
  8. 150 кВ
  9. 220 кВ и выше

«Уровень напряжения» (иногда «диапазон напряжения» или «тарифный уровень напряжения», или «тарифный уровень (диапазон) напряжения») – это понятие, используемое:

1. в тарифном регулировании – при установлении тарифов на передачу электроэнергии

2. в применении тарифов на передачу электроэнергии в расчётах за услуги по передаче электроэнергии

По «уровням напряжения» тарифы дифференцируются, то есть различаются по величине. Чем выше «уровень напряжения», тем ниже величина тарифа. Поэтому потребители стремятся подтвердить наиболее высокий «уровень напряжения».

Понятие «уровень напряжения» в нормативно-правовых актах (далее по тексту – НПА) появляется и используется в контексте тарифообразования и тарифоприменения.

Согласно пункта 48 , (далее по тексту — ПНД) «тарифы на услуги по передаче электрической энергии устанавливаются в соответствии с Основами ценообразования в области регулируемых цен (тарифов) в электроэнергетике и Правилами государственного регулирования (пересмотра, применения) цен (тарифов) в электроэнергетике, с учетом пункта 42 настоящих Правил»

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

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

  • (далее по тексту – Основы ценообразования)
  • (далее по тексту – Двадцатая методика):

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

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

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

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

По уровням напряжения также дифференцируются предельные уровни нерегулируемых цен на электроэнергию, включающие в себя тариф на передачу электроэнергии. Это можно увидеть из формы публикации данных о предельных уровнях нерегулируемых цен на электрическую энергию (мощность) и составляющих предельных уровней нерегулируемых цен на электрическую энергию (мощность), установленной Приложением к (далее по тексту — Правила определения нерегулируемых цен)

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

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

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

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

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

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

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

Далее, исходя из «фактического уровня напряжения», по тарифному меню ТСО, определяем величину тарифа на передачу электроэнергии, соответствующую уровню напряжения — среднее второе напряжение (СН2).

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

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

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

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

Теперь мы должны:

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

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

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

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

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

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

  1. Не на источнике питания
  2. Или на источнике питания

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

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

Это вытекает из следующих НПА:

· абзац 3 пункта 15(2) ПНД гласит: «если граница раздела балансовой принадлежности объектов электросетевого хозяйства сетевой организации и энергопринимающих устройств … потребителя … установлена на объектах…, на которых происходит преобразование уровней напряжения (трансформация), принимается уровень напряжения, соответствующий значению питающего (высшего) напряжения указанных объектов …»

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

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

Из этой матрицы наглядно видно:

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

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

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

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

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

Целевой результат выполнения данной задачи: Правильно идентифицированная величина тарифа на передачу электроэнергии.

Решается эта задача по следующему алгоритму:

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

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

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