Вывод на ОРЭМ

На любом предприятии, желающем оставаться конкурентоспособным в условиях современного рынка, рано или поздно встает вопрос о сокращении расходов, связанных с приобретением энергоресурсов.

Одним из эффективных организационных мероприятий по снижению затрат является покупка электроэнергии на оптовом рынке электроэнергии и мощности (ОРЭМ).

Когда на Предприятии (в сфере электроэнергетики принято пользоваться термином «Потребитель») рассмотрен вероятный экономический эффект и принято решение о выходе на оптовый рынок, необходимо принять решение о способе организации такой работы. Существует два варианта, каждый из которых обладает своими достоинствами, и, разумеется, недостатками:

В первом случае Потребитель не оплачивает работу Сбытовой организации, но вынужден принять на себя все риски, связанные, с работой на ОРЭМ (планирование, платежная дисциплина, гарантированная передача данных о потреблении электроэнергии, и т. д.), а так же вынужден нести дополнительные расходы, связанные с членством в «Совете рынка», обеспечением договорной кампании и организации работы энерготрейдеров. Очевидно, что работа в качестве субъекта ОРЭМ — «Крупного потребителя» экономически целесообразна для действительно крупного предприятия. Опыт показывает, что рассматривать такой вариант работы можно в случае, если потребление электроэнергии превышает 1 млрд. кВт*часов в год.


Поставка ЭЭ с оптового рынка

Для Предприятий с объемом потребления электроэнергии до 1 млрд. кВт*часов в год оптимальной считается работа на ОРЭМ через независимую энергосбытовую организацию. Здесь надо заметить, что для Потребителя такие взаимоотношения будут «розничными» и регулируются Правилами розничных рынков электроэнергии (РРЭ).

Круг вопросов, как правило, интересующий Потребителя, рассматривающего возможность работы на оптовом рынке примерно такой:

Чтобы оценить размер вероятного экономического эффекта от вывода предприятия на ОРЭМ, мы должны проанализировать данные по объему и режиму потребления электроэнергии, способу подключения к сетям смежной сетевой организации, оценить текущие условия обслуживания у гарантирующего поставщика и особенности присоединения субабонентов, если таковые имеются.

Если вы заинтересованы в получении предложения на поставку электроэнергии с оптового рынка, вы можете заполнить и отправить нам анкету, или связаться с нами удобным для Вас способом.

На основании полученных данных мы определим возможный размер скидки от Вашей текущей цены на электроэнергию, оценим стоимость внедрения АИИС КУЭ и предложим наиболее целесообразный с нашей точки зрения способ расчетов.


Какое предприятие целесообразно выводить на ОРЭМ?

Возможность получения Предприятием электроэнергии с оптового рынка через независимую энергосбытовую организацию ограничивается техническими требованиями ОРЭМ — с одной стороны и здравым смыслом — с другой. Под здравым смыслом мы подразумеваем обеспечение цены на электроэнергию для Потребителя, по крайней мере, не дороже, чем цена гарантирующего поставщика в данном регионе.

Примерный «Портрет» Потребителя, имеющего основания рассчитывать на значимую скидку, и, как следствие, на адекватный срок окупаемости мероприятий (1 — 2 года), можно представить следующим образом:

  • Установленная мощность на каждой территориально единой площадке 2 МВт и более;
  • Объем потребления электроэнергии на каждой территориально единой площадке 13 млн. кВт*часов в год и более;
  • В ночные часы потребление электроэнергии не падает ниже 1000 кВт*часов за 1 час;
  • Производственный цикл позволяет обеспечивать краткосрочное планирование почасового потребления электроэнергии вперед на 2 — 3 суток;
  • Фактическое число часов использования мощности (ЧЧИМ) не ниже 4000 часов.

Надо заметить, что экономика в разных регионах и в разные периоды времени будет различаться, что зависит от ряда макроэкономических показателей. Приведенные здесь оценки справедливы, в первую очередь, для Москвы и Московской области.


Сколько стоит вывод на ОРЭМ?

Организационные мероприятия по выводу Потребителя на ОРЭМ, в случае заключенного с нами Договора электроснабжения, мы выполним за свои средства.

Фактически в затраты потребителя ляжет только создание АИИС КУЭ по требованиям ОРЭМ. Стоимость АИИС КУЭ будет зависеть от количества счетчиков, включенных к АИИС КУЭ («точек измерения» или ТИ), дополнительного функционала системы по требованию Потребителя, а так же текущего состояния средств измерения и учета. Подробнее об этом можно прочитать в соответствующем разделе.

Так же существуют некоторые моменты, которые могут сделать процесс вывода на ОРЭМ сложнее (дороже), или, наоборот, сократить расходы:

  • Если схема электроснабжения предприятия предусматривает большое количество точек измерения (ТИ) при малом количестве точек поставки (ТП) электроэнергии, стоимость АИИС КУЭ существенно возрастает.
  • Наличие большого количества присоединенных к сетям Потребителя субабонентов, имеющих прямые договоры с гарантирующим поставщиком, приведет к необходимости включать учет потребления электроэнергии такими организациями в АИИС КУЭ. Этого делать не потребуется, если суммарная присоединенная мощность в этих точках («Малые присоединения») не превысит 2.5% от присоединенной мощности предприятия в целом.
  • Наличие у Потребителя статуса сетевой организации означает возможность присоединения новых субабонентов в дальнейшем и, как следствие, дополнительные затраты на реконструкцию АИИС КУЭ и регулярное внесение изменений в состав группы точек поставки (ГТП) на ОРЭМ.
  • Если на питающих присоединениях со стороны сетевой организации уже построена АИИС КУЭ по требованиям оптового рынка, стоимость вывода на ОРЭМ существенно сокращается.
  • Если Потребитель поддерживает средства измерения электроэнергии в надлежащем состоянии, проводит регулярную поверку измерительных трансформаторов, внедрение АИИС КУЭ может значительно упроститься.


Откуда берется экономия?

Стоимость электроэнергии для конечного потребителя складывается из следующих составляющих:

  • Стоимость покупки электроэнергии на ОРЭМ;
  • Стоимость покупки мощности на ОРЭМ;
  • Стоимость услуг по передаче электроэнергии и мощности;
  • Стоимость услуг инфраструктурных организаций (ОАО «СО ЕЭС», ОАО «АТС», ЗАО «ЦФР»);
  • Затраты на перекрестное субсидирование;
  • Сбытовая надбавка гарантирующего поставщика или энергосбытовой организации.

При этом покупка электроэнергии и мощности на ОРЭМ осуществляется гарантирующим поставщиком и независимой энергосбытовой организацией по близким ценам. На услуги по передаче электроэнергии и услуги инфраструктурных организаций регулирующими органами утверждаются тарифы сроком на 1 год.

Таким образом, независимая энергосбытовая организация обеспечивает Потребителю экономию в следующих направлениях:

  • Разница сбытовых надбавок. Сбытовая надбавка гарантирующего поставщика утверждается регулирующими органами, надбавка же независимой энергосбытовой организации может определяться в договоре с Потребителем на усмотрение сторон.
  • Ликвидация перекрестного субсидирования. Перекрестное субсидирование — это дополнительная финансовая нагрузка на предприятия для обеспечения сдерживания роста тарифов для населения. Возможности по ее ликвидации зависят от того, в каком виде и в какие услуги такие затраты включены в регионе.
  • Для предприятий с выраженной сезонностью в режиме потребления электроэнергии независимая энергосбытовая организация может предложить возможность выбора способа расчетов чаще, чем один раз в год, тем самым обеспечить наиболее эффективную работу в круглогодичном режиме.
  • В процессе заключения договора электроснабжения независимая энергосбытовая организация проведёт анализ документации, и устранит ошибки в расчетах за электроэнергию, если они имели место. Как правило, в данном случае финансовые потери Потребителя связаны с неправильным определением уровня напряжения, принятого при расчетах, определением фактического объема потребленной мощности и различий в способах оплаты за передачу электроэнергии при присоединении к сетям РСК, ФСК или Генерации.


Какие возможны способы расчета за электроэнергию?

При рассмотрении данных о потреблении электроэнергии, которые нам предоставляет Потребитель, мы, в первую очередь, определяем общий размер экономии — фактически разницу между ценой гарантирующего поставщика для данного Потребителя и нашей ценой покупки электроэнергии и неразрывно связанных с ней услуг.

Второй важный момент — «устойчивость» экономического эффекта. Очевидно, что предприятие в зависимости от загрузки или режима работы может иметь различные суточные графики потребления электроэнергии, и, как следствие — экономические параметры в разные периоды времени.

Основываясь на такой информации, мы можем обсуждать с Потребителем различные варианты способа расчета, в итоге закрепляемого договором электроснабжения. Как правило, рассматриваются следующие варианты:

  • Фиксированный дисконт от цены гарантирующего поставщика. Такой способ расчета, как правило, используется в случае «устойчивого» экономического эффекта при равномерном графике потребления. Для Потребителя такой вариант удобен тем, что экономия гарантирована, и ее размер может быть посчитан и заложен в бюджет Предприятия.
  • Фиксированная сбытовая надбавка независимой энергосбытовой организации. Будет интересна Предприятию, готовому самостоятельно заниматься планированием потребления электроэнергии и оплачивать отклонения при условии хорошей цены на плановые объемы потребления.
  • Пропорциональное участие в экономическом эффекте. Если на предприятии отсутствуют статистические данные по электропотреблению, или экономический эффект меняется в зависимости от загрузки производственных мощностей, может оказаться целесообразным вариант расчета, при котором Потребитель и независимая энергосбытовая организация делят общую экономию, возникшую при покупке электроэнергии на оптовом рынке, в договорной пропорции.


Какие риски возникают у Потребителя?

Первое, что должен понимать Потребитель — ни независимая энергосбытовая компания, ни гарантирующий поставщик не влияют на бесперебойность и качество электроснабжения. Они, разумеется, несут такую ответственность по договору, но фактически, данная ответственность транслируется сбытом на сетевую организацию, к которой присоединен потребитель.

Таким образом, рисков у Потребителя, переходящего к независимому сбыту не так много, тем не менее, опасность теоретически существует:

  • Режим работы Предприятия и качество планирования потребления электроэнергии не было оценено должным образом в процессе предварительного анализа и приводит к регулярным убыткам сбытовой организации. В этой ситуации сбыт, скорее всего, инициирует расторжение договора энергоснабжения. В этом случае Потребитель возвращается к гарантирующему поставщику, формально теряя экономию, получаемую на ОРЭМ. Фактически, очевидно, что такой экономии на ОРЭМ и не было.
  • Недобросовестная сбытовая организация «исчезает», получив от Потребителя аванс, не заплатив при этом по своим обязательствам на ОРЭМ и поставщикам услуг.

В такой ситуации поставщики электроэнергии возмещает издержки в судебном порядке со сбытовой организации (договорных отношений с Потребителем у поставщиков электроэнергии нет), а риски Потребителя возникают только в части оплаты услуг по передаче электроэнергии сетевой организацией, так как последняя имеет право ограничить электроснабжение в случае неплатежей.


Какой порядок вывода потребителя на ОРЭМ?

Организационно-техническая процедура, включающая строительство АИИС КУЭ займет примерно 9 месяцев.

В 2011 году вывод Потребителя на ОРЭМ возможен 1 раз в год — с 1 января, что связано с принятием прогнозного балансового решения регулирующими органами. В 2012 году решение принимается 2 раза в год, с 2013 и далее — один раз в квартал.

Таким образом, за 9–10 месяцев до предполагаемой даты начала получения электроэнергии с оптового рынка, Потребитель должен принять решение и заключить договор электроснабжения с независимой энергосбытовой организацией.

В целом процедура выглядит следующим образом:

  • Согласование со смежным субъектом оптового рынка (гарантирующий поставщик) и сетевой организацией набора документов, описывающих точки перетока электроэнергии и учет в этих точках;
  • Регистрация группы точек поставки (ГТП) оптового рынка (ОАО «АТС»);
  • Включение в сводный прогнозный баланс производства и поставок электроэнергии (регулирующие органы по тарифам);
  • Строительство АИИС КУЭ, включая следующие этапы:
    • Проектная документация
    • Метрологическая документация
    • Поставка, монтаж, наладка
    • Поверка, аттестация
  • Установление соответствия АИИС КУЭ требования ОРЭМ (ОАО «АТС»)


Прикрепляемые документы

Правила розничных рынков электроэнергии (РРЭ)

Скачать файл (2,8 MB)

Презентация «Поставка электроэнергии с ОРЭМ»

Скачать файл (1,3 MB)

Анкета потребителя

Скачать файл (37 KB)

Типовой договор с приложениями

Скачать файл ()