• gn0417 200
    № 4 (28), 2017 г.
  • en1217 200
    № 11-12 (99-100) Ноябрь-Декабрь 2017
  • tn1217 200
    № 12 (133) Декабрь 2017
  • reg0617 200
    № 6 (56) Ноябрь-Декабрь 2017
  • en1017 200
    № 9-10 (97-98) Сентябрь-Октябрь 2017
  • tn1117
    № 11 (132) Ноябрь 2017
  • reg0517 200
    № 5 (55) Сентябрь-Октябрь 2017
  • tn1017 200
    № 10 (131) Октябрь 2017
  • gn0317 small
    № 3 (27), 2017 г.
  • tn0917 200
    № 9 (130) Сентябрь 2017
  • reg0417 200
    № 4 (54) Июль-Август 2017
  • tn0817 200
    № 8 (129), Август 2017
  • en0817 200
    № 7-8 (95-96) Июль-Август 2017
  • gn0217 small
    № 2 (26), 2017 г.
  • tn0717 200
    № 7 (128), Июль 2017
  • en0517 200
    № 5-6 (93-94), Декабрь 2016

Снижаем затраты на электропотребление

news111217-6.3Оптимизация условий приобретения электроэнергии за счёт изменения места границы балансовой принадлежности
 
В последнее время достаточно популярны публикации по теме снижения затрат предприятий на покупку электрической энергии (мощности) за счёт выбора оптимальных условий и эффективной реализации прав потребителя на розничном рынке электроэнергии. К сожалению, большинство таких публикаций сводится к советам коммерческого характера по выбору ценовой категории и варианта тарифа на услуги по передаче электроэнергии, либо к смене поставщика электроэнергии. Реже встречаются рекомендации, основанные на технических аспектах, к числу которых можно отнести проверку тарифного уровня напряжения, методики расчета потерь электроэнергии от границы балансовой принадлежности до места установки прибора учета.
 
В то же время при серьёзном отношении, основанном на профессиональных знаниях и инженерно-технической компетенции в сфере электроэнергетики, промышленному потребителю доступны более широкие возможности управления приобретением электроэнергии, о которых информация практически отсутствует.
 
Изменяемые параметры, влияющие на стоимость электроэнергии
 
В некоторых случаях у промышленных потребителей существует возможность оптимизации условий приобретения электроэнергии за счет изменения таких параметров технологического присоединения энергопринимающих устройств, как:
• место границы балансовой принадлежности;
• величина максимальной мощности.
 
Можно выделить также производные факторы (параметры «второго порядка»), которые неразрывно связаны с указанными параметрами, и характеристика которых должна учитываться при определении возможностей оптимизации:
• место установки расчетного прибора учета;
• величина резервируемой мощности.
 
Все возможности изменения параметров технологического присоединения определяются исключительно объектовыми особенностями и при обоснованном их выполнении всегда обеспечивают снижение затрат потребителя на приобретение электроэнергии.
 
Следует отметить, что перенос места установки расчетного прибора учета на границу балансовой принадлежности может привести как к снижению, так и увеличению объема и, соответственно, стоимости электропотребления по сравнению со случаем определения объема электропотребления по прибору учета, установленному не на границе балансовой принадлежности.
 
Предсказать результат возможно заранее путем проверки правильности выполнения сетевой организацией корректировок объемов, определяемых на основании показаний такого прибора учета, на величину нормативных потерь, возникающих на участке сети от границы балансовой принадлежности до места установки прибора учета. Плюсом переноса места установки расчетного прибора учета на границу балансовой принадлежности является то, что потребитель гарантирует себе точное определение объемов собственного потребления электроэнергии.
 
Решения о выполнении мероприятий по изменению параметров технологического присоединения должны приниматься на основании технико-экономического расчета, взвешенного анализа сроков окупаемости соответствующих мероприятий и производственных рисков потребителя.
 
Рассмотрим подробно взаимосвязь первого из указанных параметров «место границы балансовой принадлежности» с возможными мероприятиями по снижению затрат на приобретение электроэнергии.
 
Способы изменения места границы балансовой принадлежности
 
Место границы балансовой принадлежности смежных субъектов электроэнергетики определяется сетевой организацией в процессе первичного технологического присоединения энергопринимающих устройств к электрическим сетям, а также при смене (реорганизации) собственника энергопринимающих устройств, и фиксируется в акте об осуществлении технологического присоединения (до 07.05.2017 в акте разграничения границ балансовой принадлежности сторон).
 
Изменение места границы балансовой принадлежности в зависимости от способа приводит к разным эффектам:
• снижение платы за услуги по передаче электрической энергии – достигается за счет переноса границы балансовой принадлежности к ближайшему объекту электросетевого хозяйства с более высоким тарифным уровнем напряжения (условно обозначим этот способ как перенос границы балансовой принадлежности «вверх»);
• сокращение расходов на содержание и эксплуатацию собственного электросетевого хозяйства и расходов на оплату потерь в них – достигается за счет переноса границы балансовой принадлежности непосредственно к энергопринимающим устройствам потребителя или на минимально технически возможное расстояние от них (условно обозначим этот способ как перенос границы балансовой принадлежности «вниз»).
 
Так как согласно п. 144 «Основных положений функционирования розничных рынков электрической энергии» [1] приборы учета подлежат установке на границах балансовой принадлежности объектов электроэнергетики (энергопринимающих устройств) смежных субъектов розничного рынка, реализация любого из указанных способов изменения места границы балансовой принадлежности сопровождается установкой расчетных приборов учета на новую границу балансовой принадлежности (при наличии технической возможности).
 
Рассмотрим подробнее механизмы и особенности каждого из названных способов.
news111217-6
Рисунок 1. АО «Саткинский чугуноплавильный завод» (Челябинская обл.) присоединен к электрической сети на тарифном уровне напряжения СН1 и имеет максимальную мощность 8,58 МВт. Возможная оптимизация:
1) увеличение максимальной мощности до 10 МВт минимизирует размер сбытовой надбавки гарантирующего поставщика;
2) переход на тарифный уровень напряжения ВН минимизирует стоимость услуг по передаче электрической энергии
 
 
Перенос границы «вверх»
 
Изменяемым параметром в данном случае является тарифный уровень напряжения, который прямо влияет на величину тарифа на услуги по передаче электрической энергии в соответствующей точке поставки. Согласно п. 81(1) «Основ ценообразования в области регулируемых цен (тарифов) в электроэнергетике» [2], тарифы на услуги по передаче электрической энергии для всех потребителей, кроме населения и приравненных к нему категорий потребителей, дифференцируются по следующим уровням напряжения:
– высокое первое напряжение (ВН1) – объекты электросетевого хозяйства и (или) их части, переданные в аренду организацией по управлению единой национальной (общероссийской) электрической сетью (ПАО «ФСК ЕЭС») территориальным сетевым организациям;
– высокое напряжение (ВН) – объекты электросетевого хозяйства 110 кВ и выше, за исключением случаев, которые относятся к ВН1;
– среднее первое напряжение (СН1) – объекты электросетевого хозяйства 35 кВ;
– среднее второе напряжение (СН2) – 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» [3]. Для потребителей, присоединенных на уровне напряжения ВН (ВН1), величина тарифа на услуги по передаче электрической энергии имеет наименьший размер, а для потребителей, присоединенных на уровне напряжения НН, – наибольший.
 
При переносе границы балансовой принадлежности «вверх» к ближайшему элементу электрической сети с более высоким тарифным уровнем напряжения, происходит снижение тарифа на услуги по передаче электрической энергии. Реализация такого мероприятия может обеспечить существенное снижение стоимости услуг по передаче электрической энергии, размер снижения зависит от региональных условий. Например, в Мурманской области тариф на СН1 превышает тариф на ВН в 3 раза. Если сравнивать через несмежные тарифные уровни напряжения, то, например, в Татарстане тариф на СН2 выше тарифа на ВН в 4 раза. Следовательно, в Мурманской области при переходе с СН1 на ВН можно сэкономить около 30 % в конечной стоимости электроэнергии, а в Татарстане при переходе с СН2 на ВН – около 40 %.
 
Выполнение такого мероприятия возможно путем:
• строительства новой подстанции и(или) линии электропередачи;
• приобретения существующих объектов электросетевого хозяйства в собственность или аренду.
 
Например. Между предприятием и сетевой организацией определена точка поставки с границей балансовой принадлежности по контактам присоединения кабельных наконечников КЛ-0,4 кВ во ВРУ-0,4 объекта потребителя (рисунок 2), что соответствует тарифному уровню напряжения НН (объекты электросетевого хозяйства ниже 1 кВ) с наибольшей величиной тарифа на услуги по передаче электрической энергии. Трансформаторная подстанция ТП-6/0,4 кВ, от которой проложены кабельные линии КЛ-0,4 кВ до объекта потребителя, находится на расстоянии 1,5 км от понизительной подстанции ПС 110/6 кВ. Для потребителей, имеющих технологическое присоединение к ячейкам РУ-6 кВ ПС 110/6 кВ, устанавливается тарифный уровень напряжения ВН (объекты электросетевого хозяйства 110 кВ и выше). Если в рамках мероприятий по технологическому присоединению к электрическим сетям предприятие построит собственный участок электрической сети «линия электропередачи (кабельная или воздушная) – трансформаторная подстанция 6/0,4 кВ» до ПС 110/6 кВ и оформит технологическое присоединение с тарифным уровнем напряжения ВН, то будет оплачивать услуги по передаче электрической энергии по наименьшему тарифу. Схема подключения к подстанции с более высоким уровнем напряжения представлена на рисунке 2.
 
news111217-6.1
Рисунок 2. Подключение к подстанции с более высоким уровнем напряжения
 
Для определения целесообразности строительства участка сети «кабельная (воздушная) линия электропередачи – трансформаторная подстанция» необходима полноценная разработка инвестиционного проекта. Такая разработка включает выбор оборудования, согласование технических условий на технологическое присоединение, определение сложности и сроков строительно-монтажных и пуско-наладочных работ, оценку увеличения ресурсозатрат на эксплуатацию и техническое обслуживание введенного объекта электросетевого хозяйства на протяжении всего срока службы, расчеты потоков реальных денег, характеризующих производственный (операционный), инвестиционный и финансовый аспекты реализации проекта. В отсутствие у предприятия собственной компетенции для профессионального инвестиционного анализа во всех случаях рекомендуется привлекать специализированную организацию, располагающую необходимыми ресурсами, способную гарантировать качественный результат.
 
Для экспресс-анализа, выполняемого предварительно собственными силами, в целях определения ориентировочного срока окупаемости вложений можно использовать данные о размере тарифов на услуги по передаче электрической энергии, установленных региональной энергетической комиссией (органом исполнительной власти субъекта РФ в области государственного регулирования тарифов) для разных уровней напряжения, и данные о годовом объеме электропотребления предприятия по точке поставки (группе точек поставки). Формула для расчета:
 
  news111217-6.2(1)

где:
ТК – ориентировочный срок окупаемости капитальных вложений, лет;
КЛЭП – ориентировочный размер капитальных вложений на проектирование, строительство и технологическое присоединение участка сети, руб.;
tНН – средневзвешенный тариф на услуги по передаче электрической энергии для уровня напряжения НН, руб./ кВт·ч;
tВН – средневзвешенный тариф на услуги по передаче электрической энергии для уровня напряжения ВН, руб./ кВт·ч;
W – годовой объем электропотребления в точке поставки, кВт·ч;
ИЭксп – ориентировочный размер ежегодных затрат на эксплуатацию и техническое обслуживание нового участка сети, руб.
 
Для более точного расчета при экспресс-анализе следует учитывать, что при переносе границы балансовой принадлежности «вверх» у потребителя увеличивается объем электропотребления за счет технологических потерь в электрооборудовании на новом участке сети. Поэтому следует выполнить расчет величины нормативных потерь за год, оценить затраты на их оплату (в рублях) и уменьшить на полученное значение знаменатель формулы (1). Необходимо отметить, что эта величина незначительна (как правило, увеличение составляет не более 3-5 % от общего объема электропотребления), и в любом случае выгода от снижения тарифа на услуги по передаче электрической энергии (до 30-40 % от конечной стоимости электроэнергии) в несколько раз превысит соответствующие расходы на увеличение объема электропотребления.
 
Результаты проведенного таким образом экспресс-анализа, показывающие приемлемый срок окупаемости, могут указывать на целесообразность полноценной разработки инвестиционного проекта по строительству нового участка сети.
 
Перенос границы «вниз»
 
Перенос границы балансовой принадлежности «вниз» реализуется за счет передачи всего или части оборудования (объектов) схемы электроснабжения на обслуживание сетевой организации. Основными преимуществами такого решения для потребителя являются сокращение расходов на содержание и эксплуатацию собственного электросетевого хозяйства, прямая финансовая выгода в виде денежных средств, вырученных от продажи или поступающих в качестве арендной платы, сокращение количества непрофильных активов.
 
В современных условиях, когда реализуется Стратегия развития электросетевого комплекса Российской Федерации [4], направленная на сокращение количества мелких сетевых организаций, и ужесточаются нормативы отнесения владельцев объектов электросетевого хозяйства к территориальным сетевым организациям [5], многие небольшие сетевые организации заинтересованы в увеличении масштабов обслуживаемого электросетевого хозяйства, принадлежащего им на праве собственности или ином законном основании. При наличии возможности они с готовностью покупают принадлежащие конечным потребителям трансформаторные и распределительные пункты и линии электропередачи с низкой остаточной стоимостью, либо принимают такие объекты в среднесрочную или долгосрочную аренду (на срок не менее 3-5 лет в зависимости от срока долгосрочного периода регулирования сетевой организации).
 
Для потребителя передавать объекты на обслуживание сетевой организации целесообразно при определенных условиях:
а) если их передача не приведет к изменению тарифного уровня напряжения с высокого на более низкий (во избежание увеличения тарифа на услуги по передаче электрической энергии);
б) если размер арендной платы по договору покроет сумму амортизационных отчислений и налога на имущество, определяемых в отношении сдаваемых в аренду электросетевых объектов (во избежание рисков по налогу на прибыль).
 
В качестве комментария о размере арендной платы отметим, что в соответствии с подп.5 п.28 Основ ценообразования в области регулируемых цен (тарифов) в электроэнергетике [2] при определении необходимой валовой выручки (НВВ) сетевой организации не учитываются ее затраты, связанные с арендой объектов электросетевого хозяйства, не принадлежащих ПАО «ФСК ЕЭС», в случае, если собственник объектов электросетевого хозяйства является единственным потребителем услуг по передаче электрической энергии, оказываемых с использованием указанных объектов электросетевого хозяйства. В остальных случаях расходы на аренду определяются регулирующим органом исходя из величины амортизации и налога на имущество, относящихся к арендуемому имуществу.
 
Приведенные правовые нормы позволяют сетевой организации без ущерба для своих экономических интересов согласиться на установление в договоре аренды и последующую регулярную выплату собственнику объектов электросетевого хозяйства арендной платы, равной сумме величины амортизационных отчислений и налога на имущество, при одновременном выполнении двух условий:
– остаточная стоимость соответствующих объектов больше нуля;
– к сетям собственника присоединены сторонние потребители (транзитные потребители по отношению к собственнику).
 
На практике встречаются случаи, когда заинтересованные сетевые организации предлагают выплачивать арендную плату собственнику даже при невыполнении перечисленных условий, осознавая, что затраты на аренду не будут учитываться регулирующим органом при принятии тарифных решений (не будут возмещены в составе НВВ). Размер арендной платы в таких случаях определяется свободно по соглашению с собственником.
 
Как отмечалось выше, другим преимуществом переноса границы балансовой принадлежности «вниз» является освобождение предприятия от оплаты потерь электроэнергии, возникающих на соответствующем участке сети, которые явным образом никак не учитываются в бухгалтерском учете в качестве расходов предприятия, но при этом составляют до 7 % конечной стоимости электроэнергии.
 
news111217-6.5 
Анатолий Степанов,
начальник отдела сопровождения промышленных потребителей,

news111217-6.4
 
Андрей Рудик,
ведущий эксперт отдела сопровождения промышленных потребителей
АО «НТЦ ЕЭС» (Московское отделение)
 
 
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. «Основные положения функционирования розничных рынков электрической энергии», утвержденные Постановлением Правительства РФ от 04.05.2012 № 442.
2. «Основы ценообразования в области регулируемых цен (тарифов) в электроэнергетике», утвержденные Постановлением Правительства РФ от 29.12.2011 № 1178.
3. «Правила недискриминационного доступа к услугам по передаче электрической энергии и оказания этих услуг», утвержденные Постановлением Правительства РФ от 27.12.2004 № 861.
4. Распоряжение Правительства РФ от 03.04.2013 № 511-р «Об утверждении Стратегии развития электросетевого комплекса Российской Федерации и плана-графика издания нормативных правовых актов для ее реализации».
5. Постановление Правительства РФ от 28.02.2015 № 184 «Об отнесении владельцев объектов электросетевого хозяйства к территориальным сетевым организациям».

Происшествия, административная практика

news101017-3

Нарушение правил промышленной безопасности стало причиной пожара на НПЗ

Октябрь 10, 2017
5 октября на территории товарно-сырьевого производства ООО «ЛУКОЙЛ-Нижегороднефтеоргсинтез» в ходе ремонтных работ на бензиновом резервуаре, проводимых подрядными организациями, произошло возгорание. Пожар ликвидировали более 200 человек и 50 единиц техники, площадь возгорания составила 900 кв. м. В результате ЧП погибли четыре работника подрядной компании ООО…

Выставки  

100х100 gnt2018     sape2018 100х100     100x100 ndt     100x100 nec8

Партнеры