Порядок определения и применения предельных уровней нерегулируемых цен для крупных потребителей с 01 июля 2013г. 1. - презентация

1 Порядок определения и применения предельных уровней нерегулируемых цен для крупных потребителей с 01 июля 2013г. 1

2 Нормативные документы, регулирующие порядок ценообразования на рознице Основные положения функционирования розничных рынков электрической энергии, утвержденные постановлением Правительства РФ от N 442 (опубликованы в Собрании законодательства 23 от г. и вступили в силу с г.). Применяются к расчетам на РРЭ и ОРЭ с апреля 2012г. и к отношениям по договорам, заключенным до вступления в силу ПП 442. Правила определения и применения ГП нерегулируемых цен на электрическую энергию (мощность), утвержденные постановлением Правительства РФ 1179 от г. 2

3 Основные аспекты Расчёты на розничном рынке: 6-ть ценовых категорий Ограничение выбора крупными потребителями ценовых категорий с г. - только 4-ре ценовые категории Определение резервируемой максимальной мощности Изменился расчет сбытовой надбавки Расчетные способы определения объемов при отсутствии почасовых приборов учета, отсутствии показаний. 3

4 Ценовые категории ЦКУсловие выборацена 1 цен кат. Одноставочная услуга по передаче + любой прибор учета ( в т.ч. интегральный) Э/Э включая мощность – за месяц 2 цен кат. Одноставочная услуга по передаче + зонный или почасовой прибор учета Э/Э включая мощность – по зонам 3 цен кат. Одноставочная услуга по передаче + почасовой прибор учета Э/Э – почасовая + мощность 4 цен кат. Двухставочная услуга по передаче + почасовой прибор учета Э/Э – почасовая + две мощности 5 цен кат. Одноставочная услуга по передаче + почасовой прибор учета + планирование Э/Э – почасовая + мощность + отклонения 6 цен кат. Двухставочная услуга по передаче + почасовой прибор учета + планирование Э/Э – почасовая + Две мощности + отклонения 4

5 Выбор и изменение ценовых категорий Выбор: Уведомление ГП в течение 1 месяца с даты принятия тарифа на услуги по передаче. Выбор по совокупности ТП в границах балансовой принадлежности ЭПУ Потребителя. Условия выбора : 2-6 ц.к. – почасовой прибор учета, 5-6 ц.к. + планирование Изменение: Уведомление ГП за 10 рабочих дней до начала расчетного периода, в котором предполагается изменение. ! ! ! Изменение уже выбранного на текущий период регулирования варианта тарифа на услуги по передаче (одноставочный или двухставочный) не допускается. Особенности выбора: Потребители, присоединенные к сетям ЕНЭС, – только 4 или 6 цен.кат. Крупные потребители - потребители с максимальной мощностью не менее 670 кВт (а также потребители с присоединенной мощностью выше 750кВА, к которым применялись положения ПП 530 (см. под в) п. 2 ПП 442)) – с г. – только 3-6 цен. кат. !!! Если сейчас рассчитываются по 1 ценовой категории, то автоматически переходят на 3 цен. кат. 5

6 Нерегулируемая цена по 3 цен.кат. Структура нерегулируемой цены: 1.дифференцированная по часам расчетного периода нерегулируемая цена на электрическую энергию на оптовом рынке, определяемая по результатам конкурентных отборов на сутки вперед и для балансирования системы, руб./МВтч (рассчитывается и публикуется АТС); 2.средневзвешенная нерегулируемая цена на мощность на оптовом рынке, руб./МВт (рассчитывается и публикуется АТС); 3.одноставочный тариф на услуги по передаче электрической энергии, руб./МВтч (решение РСТ); 4.сбытовая надбавка гарантирующего поставщика для электрики и мощности, руб./МВтч и руб./МВт (решение РСТ ); 5.плата за иные услуги, оказание которых является неотъемлемой частью процесса поставки электрической энергии, руб./МВтч (рассчитывается и публикуется ГП). 6

7 Нерегулируемая цена по 4 цен.кат. Структура цены: 1.дифференцированная по часам расчетного периода нерегулируемая цена на электроэнергию на оптовом рынке, определяемая по результатам конкурентных отборов на сутки вперед и для балансирования системы, руб./МВтч (рассчитывается и публикуется АТС); 2.средневзвешенная нерегулируемая цена на мощность на оптовом рынке, руб./МВт (рассчитывается и публикуется АТС); 3.ставка для целей определения расходов на оплату нормативных технологических потерь электрической энергии в электрических сетях тарифа на услуги по передаче электрической энергии, руб./МВтч (решение РСТ); 4.ставка, отражающая удельную величину расходов на содержание электрических сетей, тарифа на услуги по передаче электрической энергии, руб./МВт (решение РСТ); 5.сбытовая надбавка гарантирующего поставщика, руб./МВтч и руб./МВт (решение РСТ); 6.плата за иные услуги, оказание которых является неотъемлемой частью процесса поставки электрической энергии потребителям, руб./МВтч (рассчитывается и публикуется ГП). 7

8 Нерегулируемая цена по 5 цен.кат. Структура цены: 1.дифференцированная по часам расчетного периода нерегулируемая цена на э/э на оптовом рынке, определяемая КО оптового рынка по результатам конкурентного отбора ценовых заявок на сутки вперед, руб./МВтч - к фактическим объемам; 2.средневзвешенная нерегулируемая цена на мощность на оптовом рынке, руб./МВт; 3.дифференцированная по часам расчетного периода нерегулируемая цена на э/э на оптовом рынке, определяемая КО оптового рынка по результатам конкурентного отбора заявок для балансирования системы в отношении объема превышения фактического потребления над плановым, руб./МВтч ; 4.дифференцированная по часам расчетного периода нерегулируемая цена на э/э на оптовом рынке, определяемая КО оптового рынка по результатам конкурентного отбора заявок для балансирования системы в отношении объема превышения планового потребления над фактическим, руб./МВтч ; 5.приходящаяся на единицу электрической энергии величина разницы предварительных требований и обязательств, рассчитанных на оптовом рынке по результатам конкурентного отбора ценовых заявок на сутки вперед, определяемая КО оптового рынка за расчетный период, руб./МВтч - к плановым объемам; 6.приходящаяся на единицу электрической энергии величина разницы предварительных требований и обязательств, рассчитанных на оптовом рынке по результатам конкурентного отбора заявок для балансирования системы, определяемая КО оптового рынка за расчетный период, руб./МВтч - к разности факта и плана; 7.одноставочный тариф на услуги по передаче электрической энергии с учетом стоимости нормативных технологических потерь электрической энергии в электрических сетях, руб./МВтч ; 8.сбытовая надбавка гарантирующего поставщика, руб./МВтч и руб./МВт; 9.плата за иные услуги, оказание которых является неотъемлемой частью процесса поставки электрической энергии потребителям, определяемая ГП, руб./МВтч. 8

9 Нерегулируемая цена по 6 цен.кат. Структура цены: 1.дифференцированная по часам расчетного периода нерегулируемая цена на электрическую энергию на оптовом рынке, определяемая КО оптового рынка по результатам конкурентного отбора ценовых заявок на сутки вперед, руб./МВтч; 2.средневзвешенная нерегулируемая цена на мощность на оптовом рынке, руб./МВт; 3.дифференцированная по часам расчетного периода нерегулируемая цена на электрическую энергию на оптовом рынке, определяемая КО оптового рынка по результатам конкурентного отбора заявок для балансирования системы в отношении объема превышения фактического потребления над плановым, руб./МВтч; 4.дифференцированная по часам расчетного периода нерегулируемая цена на электрическую энергию на оптовом рынке, определяемая КО оптового рынка по результатам конкурентного отбора заявок для балансирования системы в отношении объема превышения планового потребления над фактическим, руб./МВтч; 5.приходящаяся на единицу электрической энергии величина разницы предварительных требований и обязательств, рассчитанных на оптовом рынке по результатам конкурентного отбора ценовых заявок на сутки вперед, определяемая КО оптового рынка за расчетный период, руб./МВтч; 6.приходящаяся на единицу электрической энергии величина разницы предварительных требований и обязательств, рассчитанных на оптовом рынке по результатам конкурентного отбора заявок для балансирования системы, определяемая КО оптового рынка за расчетный период, руб./МВтч; 7.ставка для целей определения расходов на оплату нормативных технологических потерь электрической энергии в электрических сетях тарифа на услуги по передаче электрической энергии, руб./МВтч; 8.ставка, отражающая удельную величину расходов на содержание электрических сетей, тарифа на услуги по передаче электрической энергии, руб./МВт; 9.сбытовая надбавка гарантирующего поставщика, руб./МВтч и руб./МВт; 10.плата за иные услуги, оказание которых является неотъемлемой частью процесса поставки электрической энергии потребителям, определяемая ГП, руб./МВтч. 9

10 Публикация цен На сайте АТС: В Разделе «Параметры для розничных рынков» далее «Составляющие предельных уровней нерегулируемых цен» далее ищите интересующий месяц и год и ОАО «Кировэнергосбыт». Срок 10 число месяца, следующего за расчетным. На сайте ОАО «Кировэнергосбыт» В Разделе «Юридическим лицам» далее «Нерегулируемые цены» далее «Предельные уровни нерегулируемых цен». Срок 15 число месяца, следующего за расчетным. 10

11 Определение мощности в 3-6 цен. кат. Генераторная мощность (присутствует в 3-6 ц.к.): Определяется как среднее арифметическое значение почасовых объемов потребления электрической энергии потребителем (покупателем) в часы, определенные коммерческим оператором в соответствии с Правилами оптового рынка из установленных системным оператором плановых часов пиковой нагрузки в рабочие дни расчетного периода для определения объема фактического пикового потребления гарантирующего поставщика, обслуживающего этого потребителя (покупателя), и опубликованные коммерческим оператором в соответствии с Правилами оптового рынка (среднеарифметическое значение из часов потребления Потребителя в часы пикового потребления ГП).Правилами Цена генераторной мощности состоит из следующих составляющих: средневзвешенная нерегулируемая цена на мощность на оптовом рынке; сбытовая надбавка на мощность. Сетевая мощность (присутствует в 4 и 6 ц.к.): Определяется исходя из фактического объема потребления электрической энергии и среднего арифметического значения из максимальных в каждые рабочие сутки расчетного периода фактических почасовых объемов потребления электрической энергии (суммарных по всем точкам поставки) в установленные системным оператором плановые часы пиковой нагрузки (среднеарифметическое значение из часов пикового потребления Потребителя в часы, установленные системным оператором). Цена сетевой мощности - ставка тарифа на услуги по передаче электрической энергии за содержание электрических сетей. 11

12 Часы для определения генераторной мощности 12

13 Часы для расчета сетевой мощности 13

14 Расчет иных услуг стоимость услуги по оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике, за расчетный период (m-1), рублей; - стоимость услуги по организации оптовой торговли электрической энергией, услуги АТС за расчетный период (m-1), рублей; - стоимость комплексной услуги по расчету требований и обязательств участников оптового рынка (ЦФР), за расчетный период (m-1), рублей; - объем поставки электрической энергии потребителям (покупателям) гарантирующего поставщика за расчетный период (m), МВт·ч. «Иные услуги» считает ГП по окончании каждого месяца. Данные берутся за прошлый месяц (расчетный месяц – 1). 14

15 Резервируемая максимальная мощность ГП с 1 июля 2012 г. рассчитывает и в информационных целях указывает в счетах крупным потребителям отдельной строкой величину резервируемой максимальной мощности. Nрезерв = Nмакс - Nуслуг Резервируемая максимальная мощность определяется как разность между максимальной мощностью ЭПУ потребителя и мощностью для оплаты услуг по передаче электрической энергии. «Максимальная мощность» - наибольшая величина мощности, определенная к одномоментному использованию ЭПУ (указывается в документах о технол. присоединении или если в документах о ТП нет, то по замерам). «Мощность для оплаты услуг по передаче (сетевая)» - усредненный объем из макс. часовых объемов Потребителя в рабочие дни в часы СО. К 1 июля 2013 года Минэнерго должно предоставить в Правительство РФ предложение об оплате крупными потребителями «сетевой» резервируемой максимальной мощности. Планируют ввести штрафные санкции за превышение фактической мощности над максимальной. 15

16 Сбытовая надбавка Сбытовая надбавка рассчитывается каждый месяц ГП Размер сбытовой определяться как процент к средневзвешенным ценам с опта. Размер сбытовой зависит от максимальной мощности по ГТП. Группы потребителей для применения сбытовой (по совокупности ТП в границах потребителя): До 150 кВт, от 150 до 670 кВт, от 670 кВт до 10 МВт, Не менее 10 МВт. Коэффициенты для расчета сбытовых надбавок на 2013г. утв. РСТ Кировской области решением 53/1 от г. С 01 июля 2013г.: 16 СН (до 150 кВт) = 14,73% x 0,82 x Цена (э,м) СН (от 150 до 670 кВт) = 13,53% x 0,82 x Ц (э,м) СН (от 670 кВт до 10 МВт) = 9,21% x 0,82 x Ц (э,м) СН (не менее 10 МВт) = 5,39% x 0,82 x Ц (э,м)

17 Требования к приборам учета Пункт 139 ОПФРР Для учета электрической энергии, потребляемой потребителями с максимальной мощностью не менее 670 кВт, подлежат использованию приборы учета, позволяющие измерять почасовые объемы потребления электрической энергии, класса точности 0,5S и выше, обеспечивающие хранение данных о почасовых объемах потребления электрической энергии за последние 90 дней и более или включенные в систему учета. Пункт 143 ОПФРР Энергопринимающие устройства потребителя, считаются оборудованными почасовыми приборами учета, в случае если такими приборами учета оборудованы все точки поставки в границах балансовой принадлежности потребителя. Точка поставки - место исполнения обязательств по договорам энергоснабжения, используемое для определения объема взаимных обязательств, расположенное, если иное не установлено законодательством Российской Федерации об электроэнергетике, на границе балансовой принадлежности энергопринимающих устройств потребителя. Исключение: Использование интегральных приборов учета допускается по точкам поставки на объектах электросетевого хозяйства напряжением 10 кВ (киловольт) и ниже при условии, что суммарная максимальная мощность по данным точкам поставки не превышает 2,5 процента максимальной мощности всех точек поставки в границах балансовой принадлежности потребителя. 17

18 Расчетный способ при отсутствии почасового ПУ Для крупных потребителей с г Порядок расчета установлен в абзаце 3 п. 181 ОПФРР Вариант 1 : Максимальная мощность – 670 кВт Фактический объем за апрель месяц – кВтч Расчетная мощность = кВтч / 220 (количество часов СО в апреле 2013г.) = 455 кВт Мощность = МИН (Nмакс ; Nрас), т.е. = 454,5 кВт. В каждый час СО объем = 454,5 кВт, В остальные часы объем = 0 Вариант 2 : Максимальная мощность – 670 кВт Фактический объем за апрель месяц – кВтч Расчетная мощность = кВтч / 220 (количество часов СО в апреле 2013г) = 909 кВт Мощность = МИН (Nмакс ; Nрас), т.е. = 670 кВт В каждый час СО объем = 670 кВтч, В каждый остальной час объем = ( – (670х220))/( ) = 105,2 кВтч

19 Непредоставление показаний ПУ По контрольному прибору учета При отсутствии контрольных ПУ: 1.Для 1 и 2-го расчетного периода – за аналогичный период прошлого года, а при отсутствии этих данных – по показаниям за последний известный период. 2.Для 3-го и последующих: Для 3-6 ЦК – подпункт б) п. 1 Приложения 3 к ОПФРР Максимальная мощность в каждый час. Пример: максимальная мощность 670 кВт, в месяце 30 дней (24х30) W= 670 х 720 = кВтч Непредоставление показаний за 2 периода подряд – проведение внеплановой проверки. 19

20 Недопуск для проверки ПУ При 2-хкратном недопуске с даты 2-ого недопуска объемы определяются как для 3-го и последующих периода по п. 166 (непредоставление показаний): Для 3-6 ЦК – подпункт б) п. 1 Приложения 3 к ОПФРР (максимальная мощность в каждый час) Недопуск должен быть подтвержден актами в соответствии с п. 170 ОПФРР Должен быть соблюден порядок уведомления потребителя о необходимости допуска к ЭПУ (за 5 рабочих дней), а также повторное уведомление после первого недопуска (также за 5 рабочих дней). 20

21 21 Расчет при неисправности, утрате, истечении срока межповерочного интервала либо его демонтажа для поверки, ремонта, замены Расчет как и для непредоставления показаний приборов учета (п. 166 ОПФРР). ! Особенность если ПУ вышел из строя повторно в течение 12 месяцев ( по причине неисправности или утраты), то: С даты выхода повторно из строя и за следующий расчетный период – как за 1 и 2 периоды по п. 166 ОПФРР. За последующие периоды – как за 3-ий период по п. 166 ОПФРР. Расчет при отсутствии ПУ Для 3-6 ЦК – подпункт б) п. 1 Приложения 3 к ОПФРР (максимальная мощность в каждый час). Этот расчетный способ не применяется для ЭПУ максимальной мощностью менее 5 кВт. Для них объем определяется по расчетному способу, предусмотренному в договоре.

22 Безучетное и бездоговорное потребление БЕЗУЧЕТНОЕ ПОТРЕБЛЕНИЕ Объем: с даты последней проверки (если ее не было, то с даты когда должна быть проведена). Не более 1 года (п. 172 ОПФРР). Под. а). П. 1 Приложения 3, для почасовиков под. б) п. 1 Приложения 3. Стоимость: по цене месяца, в котором составлен акт о БП (п. 84 ОПФРР). Акт может составлять СО и (или) ГП. С даты составления акта о БП объем определятся как для 3-го периода по п. 166 ОПФРР до устранения безучетки. БЕЗДОГОВОРНОЕ ПОТРЕБЛЕНИЕ Объем: За весь период, но не более 3 лет (п. 196 ОПФРР). П. 2 Приложения 3. Акт составляет СО или ИВС. Цена (составляющие за месяц, в котором составлен акт) (п. 84 ОПФРР): нерегулируемая цена на электрическую энергию; произведение коэффициента оплаты мощности, равного 0,002824, и средневзвешенной нерегулируемой цены на мощность (ЧЧИ 4 250); тариф на услуги по передаче электрической энергии на соответствующем уровне напряжения; сбытовая надбавка гарантирующего поставщика; плата за иные услуги. 22

23 Спасибо за внимание! тел