Для чего на предприятиях используется собственная электроэнергия
Стратегия повышения энергоэффективности в муниципальных образованиях
—IX. Снижение потребляемой электрической мощности
9.3. Использование собственных источников электроэнергии потребителей
Для снижения общих затрат на энергоресурсы и расширения возможностей регулирования графика нагрузки многие крупные потребители строят собственные электростанции. Сооружение собственного источника электроэнергии, хотя бы в качестве резервного, позволяет повысить надежность электроснабжения при сбоях в энергосистеме.
Рис. 9.1. Пример графика нагрузки предприятия с использованием блок-станций в режиме срезания пика.
Развитие блок-станций на предприятиях, большинство которых работает в одну смену, может привести к уплотнению графика нагрузки в энергосистеме, т.к. при использовании комбинированного источника энергии предприятиям днем будет выгодно работать от мини-ТЭЦ, а ночью использовать электроэнергию от системы. Показателен опыт Франции, где к энергосистеме в пиковые часы подключаются резервные дизельные электростанции предприятий общей мощностью 500 МВт.
Работа блок-станций совместно с энергосистемой возможна по следующим сценариям.
Рис. 9.2. Пример графика нагрузки предприятия с использованием блок-станций в режиме постоянной загрузки.
Из возможных вариантов параллельной работы собственным источникам потребителя лучше работать в режиме срезания пика, что позволяет при минимуме капитальных затрат обеспечить не только снижение стоимости электроэнергии для предприятия в сравнении со стоимостью покупной электроэнергии, но и более рационально использовать ресурс блок-станций. Для города это позволит обеспечить более равномерную загрузку основных энергетических мощностей в ночные и полупиковые часы, а в дневные часы переложить часть генерации на потребителей.
Должны также широко развиваться генераторы для резервирования, находящиеся в «холодном резерве», но обеспечивающие безопасность и надежность функционирования особо важных объектов. В случае нехватки мощности от энергосистемы эти генераторы могут быть запущены в работу; также может быть разработан график их периодической проверки с включением в часы пиковых нагрузок.
Проще всего идти путем массовой установки резервных (пиковых) дизельных энергоисточников у крупных потребителей. При значительно меньших (на порядок) совокупных затратах можно получить быстрый значительный эффект. Финансирование могут взять на себя даже энергетические предприятия, это выгоднее, чем снижение числа часов использования крупных электростанций.
Централизованная система обслуживания, дистанционное управление включением позволят обеспечить их оперативное использование как при авариях для обеспечения жизнедеятельности городов, так и в режиме пиковых рассредоточенных энергоисточников. Для энергосистемы переход на энергоснабжение от дизеля будет аналогичен отключению потребителя, расположенного в узле перегрузки.
Использование жидкого зимнего топлива удешевит и ускорит их размещение, уменьшит зависимость от надежности газоснабжения и не изменит совокупный топливный (экологический) баланс, т.к. пиковые мощности электростанций, работающих на газе, обеспечиваются только при использовании резервного топлива.
Необходимо также использовать уже имеющиеся мощности резервных энергоисточников путем их учета, ревизии и организации дистанционного управления.
Для чтения документа выберите интересующий Вас раздел.
Энергосберегающие технологии и методы перейти в раздел
Что дает собственная генерация предприятию
Оглавление
Для предприятия, как для потребителя электрической и тепловой энергии, существует ряд очевидных предпосылок для инициации проекта собственной генерации на базе объектов малой распределенной генерации:
В итоге, грамотно реализованный и эксплуатируемый объект собственной генерации позволяет:
Объект малой распределенной генерации на предприятии – это мобильные компактные силовые установки мощностью до 25 МВт, расположенные непосредственно рядом с потребителем.
Малая распределенная энергетика является мировым трендом развития энергетики. В связи с появлением новых технологий изменился и подход в развитии энергетических систем. Объединение большого количества объектов распределенной генерации в «умную сеть» обеспечивает высокую надежность и гибкость работы системы. Сроки строительства и капвложения в малую распределенную генерацию в 2-3 раза меньше в сравнении с большой централизованной генерацией. Предприятия малого и среднего бизнеса (МСБ) развивают собственную генерацию исключительно за свои средства. Сегодня малая распределённая генерация – единственный фактический инструмент снижения стоимости электроэнергии для потребителей МСБ.
На диаграмме приведена примерная структура удельной себестоимости и экономического эффекта для потребителя при использовании собственной генерации. В итоге, потребитель имеет возможность получать электроэнергию значительно дешевле, чем от гарантирующего поставщика.
Размер инвестиций в собственную генерацию
Преимущества собственной генерации для потребителя очевидны, но каждый владелец бизнеса умеет считать деньги, особенно свои, поэтом вопрос стоимости реализации таких проектов всегда остается одним из основных. По средним оценкам инжиниринговых компаний, организующих реализацию проектов мини-ТЭС, ориентировочная удельная стоимость строительства такого объекта «под ключ» составляет около 600-650 евро за 1 кВт установленной мощности. Данные расценки являются абсолютно конкурентными в разрезе получения упомянутых выше преимуществ, и грамотные бизнесмены это понимают. На диаграмме приведена примерная укрупненная структура затрат при реализации проекта собственной генерации «под ключ».
Сроки реализации проекта
Продолжая разговор про стоимость и сроки реализации проекта, следует уделить внимание варианту исполнения собственной мини-ТЭС. На данном этапе большую популярность набирает блочно-модульное исполнение. Такое исполнение обладает рядом преимуществ по сравнению с классическим зданием.
Блок-модуль электростанции предназначен для размещения газопоршневой установки (ГПУ) и всех вспомогательных систем и сочетает в себе преимущества контейнера (быстрота монтажа) и здания (достаточная зона обслуживания). Помимо прочих преимуществ, блочно-модульное исполнение значительно сокращает сроки запуска объекта в эксплуатацию (или его переноса) и стоимость его строительства.
Пример блочно-модульной электростанции производства Группы компаний «МКС»:
На диаграмме представлена укрупненная блок-схема процесса выполнения работ по строительству объекта собственной генерации «под ключ» силами одного из лидеров по запуску таких объектов в стране на базе газопоршневых установок Группа компаний «МКС». Каждый этап этой технологической цепочки очень важен, не возможен без других и требует высочайшей компетенции исполнителей. Очевидно, что если все работы выполняются одной компанией «под ключ», то итоговая стоимость такого объекта будет ниже, чем если бы каждый этап выполняли разные подрядчики. Также единый исполнитель проконтролирует качество работ на каждом этапе, чего нельзя сказать о нескольких подрядчиках, где каждый отвечает только за свой конкретный объем, а не за проект в целом.
Пример стационарной электростанции производства Группы компаний «МКС»:
Объекты собственной генерации сейчас имеют довольно привлекательный срок окупаемости для предприятия-потребителя – до 5 лет. При этом, сроки реализации таких проектов укладываются, как правило, в один календарный год. Для сравнения, технологическое присоединение нового мощного производства к внешним электрическим сетям может занимать до нескольких лет, особенно если требуется строительство новых линий и подстанций. Крупные распределительные сети, к которым подключается новый объект, довольно статичны и медлительны в вопросах изменения или строительства своих сетей. Зачастую крупные потребители вынуждены платить немаленькие деньги для такого подключения, чтобы компенсировать сетям их затраты. В этом разрезе реализация проекта собственной генерации, становится не только доступным, но и очевидно выгодным и логичным шагом.
Эксплуатация объекта собственной генерации
Эксплуатация объекта собственной генерации – не простое дело и требует от владельца высоких компетенций и технического уровня сотрудников. Поэтому в большинстве случаев собственники мини-ТЭС заключают долгосрочные договора на сервисное обслуживание и эксплуатацию.
Энергосервисные контракты
Инновационным решением данного вопроса является реализация энергосервисного контракта – когда генерирующий объект полностью реализуется и обслуживается за счет средств подрядчика или внешнего инвестора, а потребитель получается тепловую и электроэнергию с определенной скидкой по отношению к установленным ценам и тарифам. Да, такой объект уже не назовешь собственной генерацией, но в данном случае уже принимать решение потребителю, как ему удобнее и выгоднее, а механизмы реализации энергосервисных контрактов могут быть разными (долгосрочная аренда мини-ТЭС или прямая поставка энергоресурсов). При этом потребитель не несет никаких капитальных вложений, снижает затраты на энергоресурсы и повышает надежность энергообеспечения.
Тригенерация: альтернатива централизованному энергоснабжению
По сравнению со странами Европы, где на объекты распределенной генерации приходится сегодня почти 30% всей выработки, в России по различным оценкам доля распределенной энергетики составляет сегодня не более 5-10%. Поговорим о том, есть ли шансы у российской распределенной энергетики догнать мировые тренды, а у потребителей — мотивация двигаться в сторону независимого энергоснабжения.
Кроме цифр. Найди отличия
Различия между системой распределенной генерации электроэнергии в России и Европе на сегодня не сводятся к цифрам — по сути это совершенно разные модели как по структуре, так и с экономической точки зрения. Развитие распределенной генерации в нашей стране имело мотивы, несколько отличные от тех, что стали основной движущей силой подобного процесса в Европе, стремившейся компенсировать недостаток традиционных видов топлива путем вовлечения в энергобаланс альтернативных источников энергии (в том числе вторичных энергоресурсов). В России же вопрос снижения затрат на покупку энергоресурсов для потребителей в условиях плановой экономики и централизованного тарифообразования длительное время имел значительно меньшую актуальность, поэтому о собственной электрогенерации задумывались в основном в тех случаях, когда предприятие являлось особенно крупным потребителем энергии и в виду своей удаленности имело трудности с подключением к сетям.
По меркам распределенной энергетики, объекты собственной генерации имели довольно высокую мощность — от 10 до 500 МВт (и даже выше) — в зависимости от нужд производства и с целью обеспечения ближайших населенных пунктов электроэнергией и теплом. Поскольку передача тепла на расстояния всегда сопряжена со значительными потерями, шло активное строительство водогрейных котельных для собственных нужд предприятий и городов. Кроме того, собственные энергоисточники — будь то ТЭЦ или котельные, строились на газе, мазуте или угле, а технологии ВИЭ(возобновляемых источников энергии), за исключением гидроэлектростанций, и ВЭР (вторичные энергоресурсы) применялись в единичных случаях. Сейчас картина меняется: постепенно появляются объекты малой электрогенерации, и в энергетический баланс, пусть и в меньшей степени, вовлекаются альтернативные источники энергии.
На Западе многое делается для развития малой генерации, а в последнее время широкое распространение получила концепция виртуальной электростанции (ВЭС). Это система, которая объединяет большую часть игроков рынка электрогенерации — производителей (от мелких генераторов частных домовладений до когенерационных станций) и потребителей (от жилых домов до крупных промышленных предприятий). ВЭС регулирует энергопотребление, сглаживая пики и перераспределяя нагрузки в режиме реального времени, используя все доступные для этого мощности системы. Но подобная эволюция невозможна без стимулирования рынка распределенной генерации со стороны государства и без соответствующих изменений в законодательстве.
В России в условиях жесткой конкуренции и монополии централизованного электроснабжения реализация избытков производимой электроэнергии во внешнюю сеть остается хоть и решаемой, но далеко не простой с точки зрения организации и стоимости процесса задачей. Поэтому в настоящее время шансы стать полноценным участником рынка среди крупных поставщиков у объектов распределенной энергетики крайне малы.
Тем не менее, развитие собственной генерации сегодня, безусловно, в тренде. Основной фактор ее роста — надежность энергоснабжения. Зависимость от генерирующих и сетевых компаний повышает риски производителей. Большинство крупных объектов генерации в России были построены еще во времена СССР, и их солидный возраст дает о себе знать. Для промышленного потребителя прекращение энергоснабжения вследствие аварии — это риск остановки производства и очевидные потери. Если желанию снизить риски сопутствуют экономические мотивы (определяемые главным образом тарифной политикой регионального поставщика) и инвестиционные возможности, то собственная генерация оправдывает себя на 100%, и все больше промышленных предприятий сегодня готовы (или рассматривают для себя такую возможность) идти по этому пути.
Поэтому у распределенной электрогенерации «для собственных нужд» перспективы развития в России довольно высоки.
Собственная генерация. Кому она выгодна
Экономика каждого проекта строго индивидуальна и определяется множеством факторов. Если попытаться обобщить максимально, то в регионах с большей концентрацией генерирующих мощностей и промышленных предприятий, более высокими тарифами на электроэнергию и тепло, собственная электрогенерация — объективный шанс существенно снизить затраты на покупку энергоресурсов.
Сюда же нужно отнести труднодоступные и малонаселенные регионы со слабо развитой или вообще отсутствующей инфраструктурой электросетей, где, безусловно, самые высокие тарифы на электричество.
В регионах, где меньше потребителей и поставщиков электроэнергии, а также большую долю вырабатываемой электроэнергии составляют ГЭС, тарифы заметно ниже, и экономика таких проектов в промышленности не всегда выигрышна. Однако для предприятий отдельных отраслей, имеющих возможность использовать альтернативное топливо, например, отходы производства, собственная генерация может быть отличным решением. Так, на рисунке ниже – ТЭЦ на отходах деревообрабатывающего предприятия.
Если мы говорим о генерации для коммунальных нужд, общественных зданий и объектов коммерческой и социальной инфраструктуры, то до недавнего времени экономика подобных проектов в значительной степени определялась уровнем развития энергетической инфраструктуры региона и, в не меньшей степени, стоимостью технологического присоединения потребителей электроэнергии. С развитием тригенерационных технологий подобные ограничения фактически перестали быть определяющими, а побочное или вырабатываемое тепло в летний период стало возможно использовать для нужд кондиционирования, что сильно повысило эффективность энергоцентров.
Тригенерация: электроэнергия, тепло и холод для объекта
Тригенерация — довольно самостоятельное направление развития малой энергетики. Она отличается индивидуализмом, поскольку ориентируется на удовлетворение потребностей конкретного объекта в энергоресурсах.
Самый первый проект с концепцией тригенерации был разработан в 1998 году совместными усилиями Министерства энергетики США, национальной лабораторией ORNL и производителем АБХМ (абсорционно бромистолитиевый холодильных машин) BROAD и реализован в США в 2001 году. Тригенерация основана на применении абсорбционных холодильных машин, которые в качестве основного источника энергии используют тепло и позволяют вырабатывать холод и тепло в зависимости от потребностей объекта. При этом применение обычных котлов, как в когенерации, в такой схеме не является обязательным условием.
Помимо традиционных тепла и электричества тригенерация обеспечивает производство холода в АБХМ (в виде захоложенной воды) для технологических нужд или для кондиционирования помещений. Процесс производства электричества так или иначе происходит с большими потерями тепловой энергии (например, с выхлопными газами генераторных машин).
Вовлечение этого тепла в процесс получения холода, во-первых, минимизирует потери, повышая итоговый КПД цикла, а во-вторых, позволяет снизить потребление электроэнергии объекта по сравнению с традиционными технологиями выработки холода с применением парокомпрессионных холодильных машин.
Возможность работать на различных источниках тепла (горячая вода, водяной пар, уходящие газы от генераторных установок, котлов и печей, а также топливо (природный газ, дизельное топливо и пр.) позволяет использовать АБХМ на абсолютно разных объектах, задействовав именно тот ресурс, который имеется в распоряжении предприятия.
Так, в промышленности можно использовать сбросное тепло:
А на объектах городского хозяйства, в коммерческих и общественных зданиях возможны различные комбинации источников тепла:
Тригенерационный энергоцентр можно рассчитывать и строить, исходя из потребностей в электроэнергии, а можно опираться на холодопотребление объекта. Смотря что из указанного является определяющим критерием для потребителя. В первом случае утилизация побочного тепла в АБХМ может быть не полная, а во втором случае может иметь место ограничение по собственной генерируемой электроэнергии (восполнение производится за счет закупки электричества из внешней сети).
Где выгодна тригенерация
Диапазон применения технологии весьма широк: тригенерация может одинаково хорошо встроиться и в концепцию какого-нибудь общественного пространства (например, большого торгового центра или здания аэропорта), и в энергоинфраструктуру промышленного предприятия. Целесообразность внедрения таких проектов и их производительность сильно зависят от местных условий как экономических, так и климатических, а для промышленных предприятий еще и от стоимости выпускаемой продукции.
Первый и самый важный критерий — потребность в холоде. Самое распространенное его применение на сегодняшний день — кондиционирование общественных зданий. Это могут быть и бизнес-центры, и административные здания, больничные и гостиничные комплексы, спортивные объекты, торгово-развлекательные центры и аквапарки, музеи и выставочные павильоны, здания аэропортов – словом, все объекты, где одновременно находится множество людей, где для создания комфортного микроклимата требуется система центрального кондиционирования.
Наиболее оправданно применение АБХМ для подобных объектов площадью от 20-30 тыс. кв. м (бизнес-центр средних размеров) и заканчивая гигантскими объектами в несколько сотен тысяч квадратных метров и даже больше (торгово-развлекательные комплексы и аэропорты).
Но на таких объектах должен быть спрос не только на холод и электроэнергию, но и на теплоснабжение. Причем теплоснабжение — это не только отопление помещений в зимнее время, но и круглогодичное снабжение объекта горячей водой для нужд ГВС. Чем полнее используются возможности тригенерационного энергоцентра, тем выше его эффективность.
Во всем мире существует множество примеров применения тригенерации в гостиничной сфере, строительстве и модернизации аэропортов, образовательных учреждениях, деловых и административных комплексах, центрах обработки данных, немало примеров и в промышленности — текстильной, металлургической, пищевой, химической, целлюлозно-бумажной, машиностроительной и т.п.
В качестве примера приведу один из объектов, для которого в компании «Первый инженер» разрабатывали концепцию тригенерационного энергоцентра.
При потребности в электрической энергии на промышленном предприятии порядка 4 МВт (вырабатываемыми двумя газопоршневыми установками (ГПУ)), требуется холодоснабжение на уровне 2,1 МВт.
Холод генерируется одной абсорбционной бромистолитиевой холодильной машиной, работающей на выхлопных газах ГПУ. При этом одна ГПУ полностью покрывает 100% потребности АБХМ в тепле. Таким образом, даже при работе одной ГПУ завод всегда обеспечен необходимым количеством холода. Кроме того, при выведенных из работы обеих газопоршневых установок, АБХМ сохраняет способность генерировать тепло и холод, поскольку имеет резервный источник тепла — природный газ.
Тригенерационный энергоцентр
В зависимости от нужд потребителя, от его категории и требований по резервированию, схема тригенерации (представлена на рисунке ниже) может быть очень сложной и может включать энергетические и водогрейные котлы, котлы-утилизаторы, паровые или газовые турбины, полноценную водоподготовку и т.д.
Но для относительно небольших объектов в качестве основной генерирующей установки обычно выступает газовая турбина или поршневая установка (на газе или дизеле) сравнительно малой электрической мощности (1-6 МВт). Они производят электроэнергию и побочное тепло выхлопа и горячей воды, утилизируемые в АБХМ. Это минимальный и достаточный набор основного оборудования.
Да, здесь не обойтись без вспомогательных систем: градирня, насосы, станция реагентной обработки оборотной воды для ее стабилизации, система автоматизации и электрохозяйство, позволяющее использовать генерируемое для собственных нужд электричество.
В большинстве случаев тригенерационный центр — это отдельно стоящее здание, либо блоки контейнерного исполнения, либо комбинация этих решений, поскольку требования по размещению электро- и теплогенерирующего оборудования несколько различаются.
Электрогенерирующее оборудование достаточно стандартизированое, в отличие от АБХМ, хотя и технически более сложное. Сроки его изготовления могут составлять от 6 до 12 месяцев и даже больше.
Средний срок изготовления АБХМ — 3-6 месяцев (в зависимости от холодопроизводительности, от количества и типов греющих источников).
Как правило, изготовление вспомогательного оборудования не будет превышать тех же сроков, поэтому общая продолжительность реализации проекта строительства тригенерационного энергоцентра в среднем составляет 1,5 года.
Результат
Во-первых, тригенерационный центр позволит сократить число поставщиков энергии до одного – поставщика газа. Исключив закупку электроэнергии и тепла, можно, прежде всего исключить любые риски, связанные с перебоями в энергоснабжении.
Работа на тепле с использованием относительно недорогой «избыточной энергии» снижает стоимость вырабатываемой электроэнергии и тепла по сравнению с ее покупкой. А круглогодичная загрузка генерирующих мощностей по теплу (зимой для отопления, летом- для кондиционирования и технологических нужд) позволяет обеспечить максимальную эффективность. Разумеется, как и для других проектов, основное условие — разработка правильной концепции и ее технико-экономическое обоснование.
Аналитика Публикации
Собственная генерация на предприятии: правовые аспекты деятельности в области производства и реализации электрической энергии на розничных рынках
Рост тарифов, относительная недоступность сетевой инфраструктуры, перекосы в ценовом регулировании в отношении технологического присоединения и услуг по передаче электрической энергии, повсеместное нарушение качества услуг в сфере электро-, теплоснабжения, неопределенность в вопросах ценообразования в отношении нефти и газа (и продуктов их переработки) на внутреннем рынке России (в том числе, по причинам снижения доходов от их реализации на внешних рынках) привели к устойчивому росту интереса потребителей к развитию малой (распределенной) генерации.
Ключевой целью внедрения распределенной генерации потребителями является экономия на стоимости потребляемых энергоресурсов, прежде всего электрической энергии и услуг по ее передаче по электрическим сетям.
Однако на практике потребителям не всегда удается достичь желаемого экономического эффекта вследствие следующих причин:
— неверно согласованное в договоре оказания услуг условие об уровне напряжения (с целью определения и применения тарифов на услуги по передаче электрической энергии) в случае опосредованного технологического присоединения к электрическим сетям через объект по производству электрической энергии;
— некорректно выбранная схема присоединения объекта по производству электрической энергии к электрическим сетям потребителя электрической энергии;
— юридические «барьеры» при реализации произведенной с использованием собственного объекта по производству электрической энергии иным потребителям;
— правовые коллизии, связанные с публичностью договора технологического присоединения в отношении объекта по производству электрической энергии;
— законодательный запрет на совмещение видов деятельности в пределах ценовой зоны оптового рынка электрической энергии и мощности;
— тарифные ограничения в случае реализации электрической и тепловой энергии потребителям (в том числе, входящим в одну группу лиц) в энергосистемах, не имеющих соединения с Единой энергосистемой России и не относящимся к технологически изолированным энергетическим системам.
Справедливо заметить, что все перечисленные выше пункты не имеют правового значения в случае создания объекта по производству электрической энергии исключительно для собственных нужд без его синхронизации с внешней энергосистемой – в данном случае потребитель полностью отвечает за процесс производства, передачи, распределения и потребления электрической энергии, самостоятельно несет правовые риски, связанные с эксплуатацией опасных производственных объектов.
Тем не менее для большого количества потребителей электрической и тепловой энергии принципиальное значение имеет надежность и бесперебойность энергоснабжения, чего не всегда удается достичь в случае использования собственных объектов генерации.
Выявленные в результате анализа правоприменительной практики по вопросам эксплуатации объектов по производству электрической правовые решения (применение которых позволяет минимизировать риск возникновения спорных ситуаций в указанной сфере деятельности) могут быть объединены в три основные группы.
1. Требования к объектам по производству электрической энергии, включая:
— различия в правовом регулировании в части установленной генерирующей мощности объектов по производству электрической энергии;
— вопросы оперативно-диспетчерского управления в отношении генерирующих объектов;
— требования по обеспечению учета производимой с использованием собственного генерирующего оборудования электрической энергии;
— условия реализации электрической энергии, произведенной с использованием собственного генерирующего оборудования.
Согласно п. 64 Основных положений функционирования розничных рынков электрической энергии (далее – Положения), утвержденных ПП № 442 на территориях субъектов Российской Федерации, объединенных в ценовые зоны оптового рынка, производитель электрической энергии (мощности) на розничном рынке осуществляет продажу электрической энергии (мощности) на основании договоров, обеспечивающих продажу электрической энергии (мощности), заключенных им в письменной форме на предусмотренных указанным пунктом условиях в отношении энергопринимающих устройств, расположенных в границах зоны деятельности того гарантирующего поставщика, в зоне деятельности которого расположены точки поставки, в которых исполняются обязательства по поставке электрической энергии (мощности) таким производителем.
Для энергопринимающих устройств, в отношении которых с производителем электрической энергии (мощности) на розничном рынке заключен договор, указанный в п. 64 Положений, также должен быть заключен договор энергоснабжения (купли-продажи (поставки) электрической энергии (мощности)) с гарантирующим поставщиком, в границах зоны деятельности которого расположены указанные энергопринимающие устройства.
Следовательно, потребитель электрической энергии для целей приобретения электрической энергии у производителя обязан заключить договор энергоснабжения (купли-продажи) с гарантирующим поставщиком, в том числе в случае непосредственного присоединения как к объекту генерации, так и к сетям сетевой организации.
Объем покупки электрической энергии (мощности), поставляемой гарантирующим поставщиком по такому договору энергоснабжения (купли-продажи (поставки) электрической энергии (мощности)), определяется гарантирующим поставщиком как сумма за расчетный период величин превышения фактического почасового объема потребления электрической энергии (мощности) энергопринимающими устройствами над почасовым объемом продажи электрической энергии (мощности), определенным гарантирующим поставщиком в порядке, установленном п. 65 Положений, за тот же час по договору, указанному в п. 64 данного документа.
Почасовой объем продажи электрической энергии (мощности) для каждого часа по указанному в п. 64 Положений договору определяется гарантирующим поставщиком на основании показаний указанных в таком договоре приборов учета, установленных в отношении объекта по производству электрической энергии (мощности) и энергопринимающих устройств, в отношении которых заключен договор, переданных каждой стороной договора гарантирующему поставщику в сроки, установленные в п. 161 и 164 данного документа, как минимум из величин, определенных указанным пунктом Положений.
Таким образом, расчет потребителя электрической энергии с гарантирующим поставщиком при наличии у такого потребителя двух договоров, по которым осуществляется покупка электрической энергии, осуществляется с применением расчетного способа определения объема поставленной электрической энергии.
При этом необходимо учитывать, что гарантирующий поставщик вправе (но не обязан) приобретать электрическую энергию у производителя на РРЭМ.
Указанное означает, что в случае поступления в сеть «излишков» произведенной электрической энергии в отсутствие заключенных договоров с потребителями, такой производитель не вправе понудить гарантирующего поставщика к приобретению «излишков» энергии.
Устойчивая судебная практика по вопросам взыскания с гарантирующих поставщиков неосновательного обогащения в результате поступления в сеть «излишков» электрической энергии в пользу производителей на РРЭМ пока не сложилась.
В части оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике производителю на РРЭМ необходимо учитывать, что в соответствии с п. 4 утвержденных Постановлением Правительства Российской Федерации от 14.02.09 № 114 Правил отнесения субъектов электроэнергетики и потребителей электрической энергии к кругу лиц, подлежащих обязательному обслуживанию при оказании услуг по оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике, к кругу лиц, подлежащих обязательному обслуживанию при оказании услуг по оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике в части управления технологическими режимами работы объектов электроэнергетики и энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии и обеспечения функционирования технологической инфраструктуры розничного рынка субъектом оперативно-диспетчерского управления в технологически изолированной территориальной электроэнергетической системе, относятся организации, соответствующие одному из следующих критериев:
— субъект электроэнергетики осуществляет деятельность по производству электрической энергии с использованием принадлежащей ему на праве собственности или на ином законном основании электростанции, входящей в соответствующую технологически изолированную территориальную электроэнергетическую систему, установленная генерирующая мощность которой составляет не менее 5 МВт;
— хозяйствующий субъект осуществляет деятельность по производству, передаче и купле-продаже электрической энергии с использованием принадлежащих ему на праве собственности или на ином законном основании входящих в соответствующую технологически изолированную территориальную электроэнергетическую систему электростанций и иных объектов электроэнергетики, непосредственно связанных между собой и (или) с принадлежащими ему энергопринимающими устройствами, преимущественно для удовлетворения собственных производственных нужд, если средняя мощность поставки электрической энергии указанной электростанции составляет не менее 25 МВт.
Таким образом, заключение возмездного договора оперативно-диспетчерского управления для производителя с установленной генерирующей мощностью менее 25 МВт не требуется.
Вместе с тем в соответствии со ст. 16 Закона № 35-ФЗ, субъекты электроэнергетики[1] и потребители электрической энергии, технологический режим работы и эксплуатационное состояние объектов электроэнергетики или энергопринимающих устройств которых влияют на электроэнергетический режим работы энергетической системы, заключают с системным оператором (в технологически изолированных территориальных электроэнергетических системах – с иным субъектом оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике) безвозмездные соглашения, которыми устанавливается порядок осуществления технологического взаимодействия системного оператора или иного субъекта оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике с указанными субъектами электроэнергетики и потребителями электрической энергии в целях обеспечения надежности функционирования Единой энергетической системы России (технологически изолированных территориальных электроэнергетических систем)[2].
2. Технологическое присоединение к распределительным устройствам объектов по производству электрической энергии, включая:
— основания и критерии для технологического присоединения;
— публичность договора технологического присоединения;
— особенности определения платы за технологическое присоединение;
— возможность возмещения расходов в случае технологического присоединения.
Согласно абзацу 4 п. 2 ст. 23.2. Федерального закона № 35-ФЗ «Об электроэнергетике», п. 87 Основ ценообразования в области регулируемых цен (тарифов) в электроэнергетике, утвержденных Постановлением Правительства РФ от 29.12.11 № 1178 (далее – Основы ценообразования), абзацу 3 п. 17 Правил технологического присоединения энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии, объектов по производству электрической энергии, а также объектов электросетевого хозяйства, принадлежащих сетевым организациям и иным лицам, к электрическим сетям, утвержденных Постановлением Правительства РФ от 27.12.04 № 861 (далее – Правила ТП), источником компенсации затрат, связанных с развитием объектов электросетевого хозяйства, является тариф на услуги по передаче электрической энергии.
При этом, ст. 6 Федерального закона от 26.03.2003 № 36-ФЗ «Об особенностях функционирования электроэнергетики и о внесении изменений в некоторые законодательные акты Российской Федерации и признании утратившими силу некоторых законодательных актов Российской Федерации в связи с принятием Федерального закона «Об электроэнергетике» закрепляет, что юридическим лицам, индивидуальным предпринимателям, а также аффилированным лицам в границах одной ценовой зоны оптового рынка запрещается совмещать деятельность по передаче электрической энергии и (или) оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике с деятельностью по производству и (или) купле-продаже электрической энергии.
В целях обеспечения реализации указанных требований юридическим лицам, индивидуальным предпринимателям, а также аффилированным лицам в границах одной ценовой зоны оптового рынка запрещается иметь одновременно на праве собственности или ином предусмотренном федеральными законами основании имущество, непосредственно используемое при осуществлении деятельности по передаче электрической энергии и (или) оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике, и имущество, непосредственно используемое при осуществлении деятельности по производству и (или) купле-продаже электрической энергии.
Таким образом, производитель электрической энергии на розничном рынке лишен возможности компенсировать затраты, связанные с развитием собственного электросетевого хозяйства, что приводит к возникновению некомпенсируемых убытков.
Наконец, в силу п. 5 Правил ТП № 861, допускается технологическое присоединение к распределительным устройствам электростанции, при этом в силу императивных требований ст. 23.1. Федерального закона № 35-ФЗ «Об электроэнергетике» государственному регулированию подлежит только плата за технологическое присоединение к объектам Единой энергетической системы России и к электрическим сетям территориальных сетевых организаций. С юридической точки зрения распределительные устройства электростанции не относятся к указанным объектам.
Договор технологического присоединения должен включать в себя условие о размере платы за присоединение, утвержденной уполномоченным органом исполнительной власти в области государственного регулирования тарифов.
Отсутствие статуса сетевой организации у производителя электрической энергии при технологическом присоединении объектов электросетевого хозяйства смежной сетевой организации порождает коллизии при технологическом присоединении таких объектов – производитель электрической энергии может уклоняться от заключения договора технологического присоединения с сетевой организацией.
Отсутствие отдельных (исключительных) правил для расчета платы за технологическое присоединение при присоединении к объектам генерации порождает споры касательно:
— обязательности (публичности) заключения договора технологического присоединения производителем электрической энергии;
— возможности рассматривать производителя электрической энергии в качестве «смежной сетевой организации» при технологическом присоединении объектов электросетевого хозяйства сетевой организации;
— возможности установления платы за технологическое присоединение к объектам по производству электрической энергии;
— включения в плату за технологическое присоединение к объекту по производству электрической энергии затрат на развитие сетевой инфраструктуры;
— возможности привлечения производителя электрической энергии к ответственности за нарушение законодательства в сфере защиты конкуренции в случае отказа в технологическом присоединении.
Следует отметить, что в отношении указанных вопросов в настоящее время сложилась противоречивая судебная практика.
Решение данных вопросов содержится в принятом Государственной Думой Федерального Собрания РФ в первом чтении проекте Федерального закона № 632833-6 «О внесении изменений в Федеральный закон «Об электроэнергетике», в рамках которого предлагается:
— наделить сетевые организации исключительным правом присоединения к распределительным устройствам электростанций;
— включить условие об обязательности (публичности) договоров технологического присоединения для производителей электрической энергии;
— предоставить возможность включения в плату за технологическое присоединение к объектам по производству электрической энергии стоимости затрат на развитие сетевой инфраструктуры производителя электрической энергии.
3. Особенности применения тарифов на услуги по передаче электрической энергии, в том числе:
— критерии выбора уровня напряжения (при опосредованном присоединении к электрическим сетям);
— наличие электрических связей (при определении стоимости услуг по передаче электрической энергии).
Пункт 81 Основ ценообразования № 1178 императивно предусматривает, что потребители электрической энергии, энергопринимающие устройства которых опосредованно присоединены к электрическим сетям сетевой организации через энергетические установки производителей электрической энергии, оплачивают услуги по передаче электрической энергии с учетом следующих особенностей:
— расходы на содержание электрических сетей оплачиваются в полном объеме;
— нормативные потери оплачиваются только в части объемов электрической энергии, не обеспеченных выработкой электрической энергии соответствующей электрической станцией;
— при расчете и применении тарифа на услуги по передаче электрической энергии за уровень напряжения принимается наиболее высокий уровень напряжения, на котором энергетические установки производителя электрической энергии присоединены к электрическим сетям сетевой организации.
Нормы аналогичного содержания содержатся в п. 15 (2) Правил недискриминационного доступа к услугам по передаче электрической энергии и оказания этих услуг, утвержденных. Постановлением Правительства РФ от 27.12.04 № 861 (далее – Правила НД).
Следует учитывать противоречивую судебную практику по спорам между потребителями и сетевыми организациями, возникшим в результате согласования в договоре оказания услуг по передаче электрической энергии уровня напряжения, отличного от императивно предусмотренного действующим законодательством показателя (в случае опосредованного присоединения через объекты по производству электрической энергии).
В ряде случаев суды используют устаревшую к настоящему времени правовую позицию, изложенную в Постановлении Президиума ВАС РФ от 29.05.07 № 16260/06 по делу № А40-85382/06-68-664, в соответствии с которой «уровень напряжения (и корреспондирующий ему тариф), по которому потребитель обязан оплачивать услуги по передаче электрической энергии связан с тарифом, но является техническим, который стороны вправе согласовать в договоре».
Справедливо отметить, что в отдельных случаях суды, рассматривая схожие дела, занимают иную, основанную на императивных требованиях действующего законодательства позицию.
Тем не менее потребителям электрической энергии следует учитывать данные обстоятельства при заключении (пролонгации) договоров оказания услуг по передаче электрической энергии.
Учет указанных выше правовых особенностей на стадии принятия решения о необходимости создания и эксплуатации объектов по производству электрической энергии позволит минимизировать риски финансовых потерь для владельцев указанных объектов в будущем.
[1] В том числе и производители на РРЭМ.
[2] Аналогичное условие содержится в подп. 3 п. 5 Правил недискриминационного доступа к услугам по оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике и оказания этих услуг, утв. Постановлением Правительства РФ от 27.12.04 г. № 861.