Depositphotos.com / Lycha

К какой группе потребителей электроэнергии относится предприниматель?

Данный вопрос неоднозначно решается в суде, одни судьи относят предпринимателей к группе потребителей, приравненных к населению, другие настаивают на принадлежности к группе прочих потребителей. Вопрос важен, в рассматриваемом деле цена его составила почти 100 000 рублей.

Постановление ФАС Северно-Западного округа от 08.08.2013 г. по делу № А44-7198/2012.

Из материалов дела.

Предприниматель заключила договор энергоснабжения квартиры с ООО «Новгородэнергосбыт», но не как предприниматель, а как гражданин для своих личных нужд. Позже энергетики выяснили, что данная квартира частично сдается юридическому лицу, частично используется самим владельцем для предпринимательской деятельности. Однако необходимо отметить, что и арендатор и сама предприниматель осуществляли консультационные услуги, и никаким производством в квартире не занимались.

Предпринимателя привлекли к административной ответственности и наложили штраф в размере 5 000 руб. Но и это не повлияло на предпринимателя, который отказался заключать договор по другой ценовой категории. Энергетики обратились в арбитражный суд с иском о взыскании задолженности, которая, по сути, представляла собой разницу между тарифом для категории «население» и «прочие категории».

Суд первой инстанции иск удовлетворил, апелляция же решение отменила. Кассационная инстанция поддержала позицию суда первой инстанции.

Позиция кассации.

1. В соответствии с п. 1 ст. 544 ГК РФ оплата энергии осуществляется за фактически принятый объем, в данном деле такой объем был установлен и сторонами не оспаривался.

2. Несмотря на то, что гражданка заключила договор электроснабжения как физическое лицо, использующее энергию исключительно для своих бытовых нужд, факт использования помещения для извлечения прибыли доказан постановлением мирового судьи о привлечении к административной ответственности.

3. Индивидуальный предприниматель не может относиться к категории потребителей «население» или «приравненные к населению».

4. В силу положений ст. 23 ГК РФ предприниматель в данных правоотношениях, по сути, приравнивается к юридическим лицам, и относится к категории «прочие потребители».

Комментарий.

1. В данном случае, на принятие такого постановления повлиял тот факт, что использование помещения в предпринимательских целях был доказан. Неизвестно как бы повернулось дело, если бы данный факт не был установлен в рамках административного производства.

2. Достаточно интересной представляется и позиция апелляционной инстанции, которая отменила решение о взыскании задолженности сославшись на то, что в законодательстве вообще нет отдельного тарифа для индивидуальных предпринимателей и расчет задолженности по тарифу «прочие потребители» неправомерен. Помимо того, в квартире не было установлено никакого дополнительного оборудования, которое бы требовало значительного расхода энергии.

Однако такая позиция является очень спорной, так как если посмотреть, кто может быть отнесен к группе «Прочие потребители», то в нее как раз и попадают физические лица, осуществляющие профессиональную деятельность (п. 27 Методических указаний по расчету регулируемых тарифов и цен на электрическую (тепловую) энергию на розничном (потребительском) рынке, утвержденных приказом Федеральной службы по тарифам от 06.08.2004 № 20-э/2).

3. Да и судебная практика неуклонно относит предпринимателей именно к этой группе потребителей (см. Постановление ФАС Северо-Западного округа от 15.04.2013 г. по делу № А56-9809/2012).

Зоя Левашева

Тарифные группы потребителей электроэнергии

Учитывая зависимость отприсоединœенной мощности, потребители электроэнергии на розничном рынке подразделяются на тарифные группы потребителœей электрической энергии (мощности) (критерии формирования групп потребителœей (покупателœей), определяющие особенности расчета тарифов (цен) для указанных групп, утверждает Комиссия).

1 группа. Базовые потребители

Базовые потребители - потребители со средним за период регулирования значением заявленной (или расчетной) мощности, равной или более 250 МВт, и числом часов использования заявленной мощности более 7000.

Учитывая зависимость отрегиональных особенностей структуры электропотребления потребителœей Комиссия может по представлению региональной комиссии:

Повысить значение заявленной мощности потребителœей в целях отнесения их к группе 1;

Понизить значение заявленной мощности потребителœей в целях отнесения их к группе 1 - в случае отсутствия на территории субъекта Российской Федерации потребителœей с заявленной мощностью, равной или более 250 МВт.

2 группа. Бюджетные потребители

3 группа. Населœение

Аналогично указанной группе рекомендуется производить расчет тарифов для населœенных пунктов, рассчитывающихся по общему счетчику на вводе; жилищных организаций, потребляющих электроэнергию на технические цели жилых домов; садоводческих товариществ, дачно - строительных кооперативов, рассчитывающихся по общему счетчику на вводе, а также содержащихся за счёт прихожан религиозных организаций.

4 группа. Прочие потребители

Тарифы на передачу электрической энергии дифференцируются по четырем уровням напряжения:

– высокое (110 кВ и выше);

– среднее (35 кВ);

– среднее (1-20 кВ);

– низкое (0,4 кВ и ниже).

Тарифные группы потребителœей тепловой энергии (мощности):

1 группа. Бюджетные потребители

Бюджетные потребители - организации, финансируемые за счёт средств соответствующих бюджетов.

2 группа. Прочие потребители

Тарифы на тепловую энергию устанавливаются раздельно по следующим видам теплоносителœей:

– горячая вода;

– отборный пар давлением:

от 1,2 до 2,5 кг/см 2 ;

от 2,5 до 7,0 кг/см 2 ;

от 7,0 до 13,0 кг/см 2 ;

свыше 13,0 кг/см 2 .

– острый и редуцированный пар.

Тарифные группы потребителей электроэнергии - понятие и виды. Классификация и особенности категории "Тарифные группы потребителей электроэнергии" 2017, 2018.

1.2. Становление рынка

1.3 Общее представление об отраслевом законодательстве, регулирующем функционирование рынка

Глава 2. Оптовый рынок. Структура, субъекты, договоры

2.1. Оптовый рынок электроэнергии (мощности) как организованная торговая площадка

2.2. Инфраструктурные организации оптового рынка

Глава 4. Рынок мощности в ценовых зонах 118

Глава 10. Рынки тепловой энергии. Актуальное состояние и возможности развития 358

2.2.2. Технологическая инфраструктура оптового рынка электроэнергии (мощности)

2.3. Участники оптового рынка

2.4. Договорная конструкция оптового рынка. Предмет торговли на оптовом рынке

2.4.1. Договор о присоединении к торговой системе: роль, значение, структура, порядок заключения

2.4.2 Регламенты оптового рынка - приложения к Договору о присоединении к торговой системе

2.4.3. Предмет торговли на оптовом рынке: электроэнергия и мощность

2.4.4. Структура договоров оптового рынка

2.5 Порядок разрешения разногласий и решения споров на оптовом рынке

Глава 3. Оптовый рынок электрической энергии в ценовых зонах

3.1. Двусторонние договоры

3.1.1. Общие свойства двусторонних договоров

3.1.2. Регулируемые договоры

3.1.3. Свободные договоры

3 .2. Рынок на сутки вперед

3.2.1. Принцип маржинального ценообразования

3.2.2. Возможные типы аукционов в рынках электроэнергии

Аукцион с учетом пропускной способности зональные пены

3.2.3 Аукцион с учетом всех системных ограничений

3.2.4. Свойства цен рынка на сутки вперед

3.2.5. Конкурентные и регулируемые механизмы торговли электроэнергией в плановом режиме

3.3. Балансирующий рынок электроэнергии

3.4. Рыночные механизмы выбора состава включенного генерирующего оборудования

3.6. Заключение

Глава 4. Рынок мощности в ценовых зонах

4.1 Основы рынка мощности. Цели введения рынка мощности

4.3. Обязательства поставщиков и пуловое соглашение поставщиков мощности

4.4. Обязательства покупателей по покупке мощности

4.5. Способы торговли мощностью оптового рынка в ценовых зонах

4.5.1. Регулируемые договоры купли-продажи мощности

4.5.2. Свободные договоры купли-продажи электрической энергии и мощности (сдэм)

4.5.3. Покупка и продажа мощности атомной и гидрогенерации.

4.5.4. Покупка и продажа мощности через централизованного контрагента.

4.6 Биржевая торговля как механизм заключения свободных двусторонних договоров на мощность и электроэнергию

1 Месяц

Глава 5. Рынок электроэнергии и мощности в «неценовых» зонах

5.1. Особенности функционирования оптового рынка на территории Дальнего Востока

5.2 Особенности функционирования оптового рынка на территориях Республики Коми и Архангельской области

5.3. Особенности функционирования оптового рынка на территории Калининградской области

Глава 6. Учет фактического производства и потребления на оптовом рынке. Финансово-расчетная система

6.1. Финансово-расчетная система оптового рынка

6.2 Коммерческий учет электроэнергии (мощности) на оптовом рынке

Глава 7. Розничные рынки

7.1. Основы модели розничного рынка переходного периода

7.2 Субъекты розничного рынка

7.2.1. Гарантирующий поставщик Требования к гарантирующему поставщику

7.2.2. Энергосбытовые организации, не относящиеся к гарантирующим поставщикам

7.2.3. Энергоснабжающие организации

7.2.4. Особый порядок принятия потребителей на обслуживание

7.2.5. Производители электрической энергии

7.2.6. Территориальные сетевые организации

7.2.7. Исполнители коммунальных услуг

Система договорных отношений розничного рынка

7.3.1. Договоры энергоснабжения (купли-продажи электрической энергии)

1) Договорные величины потребления электроэнергии (мощности): в зависимости от принадлежности потребителя к той или иной классификации определяются следующие договорные величины:

7.3.2. Договоры поставки (купли-продажи) электрическом энергии, заключаемые производителями электрическом энергии

7.4. Ответственность за надежность энергоснабжения потребителей

7.5. Ценообразование на розничных рынках

7.5.1. Регулируемые и свободные цены на розничных рынках в ценовых зонах

7.5.2. Регулируемые тарифы

1 Группа. Базовые потребители

2 Группа. Население

3 Группа. Прочие потребители

7.5.3. Нерегулируемые цены

7.5.4. Система ценообразования в неценовых зонах

7.5.5. Система ценообразования в технологически изолированных электроэнергетических системах

7.6. Перекрестное субсидирование в электроэнергетике

7.6.1. Виды перекрестного субсидирования

7.6.2. Пути решения проблемы

7.7. Основы организации коммерческого учета на розничных рынках

7.7.1. Требования к организации коммерческого учета у потребителей

7.7.2. Бездоговорное и безучетное потребление

7.8. Развитие розничных рынков

Глава 8. Сетевая инфраструктура рынков электроэнергии

8.1 Услуги по передаче электроэнергии

8.1.1. Содержание услуги

8.1.2. Магистральные (передающие) и распределительные сети

8.1.3. Договоры на оказание услуги по передаче

8.1.4. Система договоров на услуги по передаче в субъекте рф

8.1.5. Тарифы на услуги по передаче электрической энергии

8.1.6. Особенности системы отношений по оказанию услуги по передаче электрической энергии

8.2.1. Содержание услуги

8.2.2. Проблемы технологического присоединения потребителей и производителей

8.2.3. Процедура технологического присоединения

8.2.5. Стандарты раскрытия информации по технологическому присоединению

8.2.6. Присоединение к сетям, которыми владеют лица, не являющиеся сетевыми организациями

8.2.7. Плата за технологическое присоединение к электрическим сетям

8.2.8. Законодательство рф об электроэнергетике и законодательство рф о тарифах организаций коммунального комплекса

8.2.9. Принципы формирования платы за технологическое присоединение по группам потребителей услуг

8.3. Потери электроэнергии

8.3.1. Классификация потерь в электрических сетях

8.3.2. Покупка сетевыми организациями электроэнергии для компенсации потерь в сетях

8.3.4. Учет нерегулируемых цен на электрическую энергию и мощность, приобретаемую для целей компенсации потерь

Глава 9. Государственное регулирование электроэнергетического рынка - прогнозирование, тарифное регулирование, антимонопольное регулирование.

9.1 Государственная система прогнозирования

9.1.1. Значение прогнозирования и планирования в отрасли

9.1.2. Генеральная схема размещения объектов электроэнергетики

9.1.3. Инвестиции и согласование программ развития

9.1.4. Планирование строительства сетевых объектов

9.2. Система тарифного регулирования в электроэнергетике рф

9.2.1. Нормативная база тарифного регулирования

9.2.2. Текущая система ценообразования

9.2.3. Роль ежегодного сводного баланса

9.2.6. Особенности тарифного регулирования для неценовых зон и технологически изолированных энергетических систем

9.3 Антимонопольное регулирование

9.3.1. Органы антимонопольного регулирования и их полномочия в энергетике

9.3.2. Особенности антимонопольного регулирования на оптовом и розничном рынках

9.3.3. Рыночная сила

9.3.4. Обеспечение недискриминационного доступа к электрическим сетям и услугам по передаче электроэнергии, к услугам администратора торговой системы

9.3.5. Меры антимонопольного регулирования

9.3.6. Государственное регулирование в условиях ограничения или отсутствия конкуренции

Глава 10. Рынки тепловой энергии. Актуальное состояние и возможности развития

10.1. Актуальное состояние рынков тепловой энергии в Российской Федерации

10.1.1. Предпосылки и потенциальные возможности для развития рынков тепловой энергии

10.1.2. Система отношений между субъектами теплоэнергетики и потребителями тепловой энергии

10.1.3. Тарифообразование в теплоэнергетике

10.2. Основные направления развития рынков тепловой энергии

10.2.1. Цели и задачи развития рынков тепловой энергии

10.2.2. Инструменты и механизмы решения задач развития рынков тепловой энергии

10.3. Законодательная база рынков тепловой энергии

Функционирования рынков электроэнергии

3 Группа. Прочие потребители

В целях формирования бюджетной политики вгруппе "Прочие потребители" потребители, финансируемые за счет средств бюджетов соответствующих уровней, указываются отдельной строкой (далее - Бюджетные потребители).

4 группа.

Организации, оказывающие услуги по передаче электрической энергии, приобретающие ее в целях компенсации потерь в сетях, принадлежащих данным организациям на праве собственности или ином законном основании

Введение данной группы направлено на легализацию тарифа покупки потерь электроэнергии, для учета расхода на оплату потерь в сетях при расчете услуг по передаче электрической энергии для каждой сетевой организации. Данное изменение позволяет РСТ включать в свои решения тариф на покупку потерь для каждой сетевой организации.

Принципы формирования тарифов:

Тарифы на электрическую энергию, отпускаемую потребителям, дифференцируются по уровням напряжения:

высокое (110 кВ и выше);

среднее первое (35 кВ);

среднее второе (20-1 кВ);

низкое (0,4 кВ и ниже).

Расчет двухставочных тарифов основан на принципах раздельного учета затрат между электрической энергией и мощностью.

При расчете ставки тарифа за электрическую энергию учитываются переменные расходы, к которым в том числе относятся расходы на покупку энергии. При расчете ставки тарифа за мощность учитываются условно-постоянные расходы, к которым в том числе относятся расходы на покупку мощности, ставка на содержание сетевого тарифа.

Процедура расчета тарифов на электрическую энергию предусматривает двухставочные тарифы в качестве базы для расчета тарифов на электроэнергию для всех групп потребителей, как для потребителей, применяющих двухставочные тарифы, так и для потребителей, применяющих одноставочные и тарифы, дифференцированные по зонам (часам) суток.

В теории пересчет двухставочных тарифов в одноставочный тариф мои жен осуществляться по следующей формуле:

- ставка тарифа на электрическую энергию, утвержденная ФСТ России;

Ставка тарифа на мощность, утвержденная ФСТ России;

Обьем установленной (заявленной) мощности данной группы потребителей;

Объем потребления электрической энергии данной группы потребителей, определенный в соответствии с прогнозным балансом ФСТ России.

Как видно из формулы, величина одноставочного тарифа зависит от соотношения объемов электроэнергии и мощности, которое отличается для разных групп потребителей в зависимости от режима их энергопотребления.

Соотношение объемов электроэнергии и мощности показывает число часов использования заявленной мощности (далее – ЧЧИ) потребителем в год.

Таким образом, в соответствии с методическими указаниями одноставочный тариф считается следующим образом:

Чем больше ЧЧИ, тем более ровным графиком потребляет потребитель электроэнергию.

В связи с этим на розничном рынке одноставочные тарифы дифференцируются по заданным диапазонам ЧЧИ:

от 7000 и выше;

от 6000 до 7000 часов;

от 5000 до 6000 часов;

от 4000 до 5000 часов;

от 3000 до 4000 часов;

от 2000 до 3000 часов;

менее 2000 часов.

Расчет одноставочных тарифов для каждого диапазона ЧЧИ осуществляется, исходя из значения ЧЧИ, равного среднему арифметическому значению нижней и верхней границы соответствующего диапазона:

от 7001 часов и выше - 7500;

от 6001 до 7000 часов - 6500;

от 5001 до 6000 часов - 5500;

от 4001 до 5000 часов - 4500;

от 3001 до 4000 часов - 3500;

от 2000 до 3000 часов - 2500;

менее 2000 часов - 1000.

РСТ субъектов Российской Федерации имеют право не дифференцировать диапазоны годового ЧЧИ заявленной мощности менее 5000 часов. В случае установления РСТ нижней границы дифференциации па уровне 5000 часов и ниже применяется расчетное значение годового ЧЧИ заявленной мощности, равное 4500 часов. Указанная норма дает возможность не устанавливать одноставочные тарифы для диапазонов ЧЧИ ниже 5000, если они получаются выше социально-приемлемого уровня. Однако в этом случае возникает дополнительное перекрестное субсидирование между потребителями с ЧЧИ заявленной мощности, находящимся в данном диапазоне.

Следует отметить, что дифференциация тарифов по ЧЧИ вводилась, когда заявленная мощность потребителей определялась как мощность, участвующая в годовом совмещенном максимуме графика электрической нагрузки ОЭС. В связи с этим, для отнесения потребителей к тому или иному диапазону ЧЧИ достаточно было наличие у потребителя интегрального коммерческого учета потребленной электрической энергии, который даст информацию об объеме потребления нарастающим итогом (без сохранения данных о почасовых значениях) и поэтому позволяет определить объем потребленной мощности только за определенный час путем ручного снятия показаний прибора учета в начале и в конце этого часа. Это стимулировало одноставочных потребителей с более или менее ровным графиком (определяемым по потреблению электрической энергии в отчетные часы), т.к. у них получался сравнительно низкий тариф.

С принятием правил оптового и розничных рынков изменились принципы измерения мощности для определения обязательств по оплате мощности - оплачивается не среднегодовой объем потребления электрической энергии в отчетные часы, а ежемесячное среднее значение из максимальных почасовых объемов потребления электрической энергии, зафиксированных в дневные часы всех рабочих дней месяца.

В связи с этим в настоящее время целесообразность установления и применения тарифов, дифференцированных по ЧЧИ, как это написано в методических указаниях, сомнительна по следующим причинам:

> в отсутствии почасового учета потребленной электрической энергии (так называемого интервального коммерческого учета) процедура отнесения потребителей к той или иной группе ЧЧИ непрозрачна и ведет к злоупотреблению энергосбытовыми организациями;

> двухставочный тариф применяется к объемам мощности, определенным как средний почасовой максимум потребления электрической энергии в дневные часы рабочих дней месяца.

Целесообразным представляется изменить принципы определения одноставочных тарифов:

При отнесении потребителей к диапазонам ЧЧИ расчетную мощность определять по принципам, аналогичным порядку определения фактической мощности на оптовом рынке (максимум из часов, определенных СО, в рабочие дни месяца). При этом для потребителей, имеющих почасовой учет, величину мощности определять, исходя из фактических объемов потребления мощности согласно показаниям почасового коммерческого учета. Для потребителей, не имеющих почасовой учет, определять расчетную мощность, исходя из типовых графиков потребления электрической энергии (возможно согласование с РСТ). В настоящее время отсутствует порядок определения типовых графиков потребления в случае отсутствия у потребителей почасового коммерческого учета (такой порядок должен быть описан в Правилах коммерческого учета электрической энергии на розничном рынке, разработка которых ведется в настоящее время Минэнерго России). В связи с этим энергосбытовые компании вправе использовать любой разумный механизм определения расчетной мощности для таких потребителей, согласовав его с регулирующим органом;

Ввести новый порядок определения одноставочиого тарифа для потребителей, имеющих почасовой коммерческий учет (свыше 750 КВа):

о Либо определять одноставочиый тариф определять ежемесячно на основе фактического соотношения потребления мощности и э/э,

о Либо определять применяемый одноставочиый тариф ежемесячно в зависимости от того, к какому диапазону ЧЧИ относится соотношение фактических объемов мощности и э/э указанного потребителя;

> Для потребителей (групп потребителей), кроме имеющих почасовой учет (ниже 750 кВА) - выбор необходимого диапазона из шкалы одноставочных тарифов осуществляется один раз в год.

> Чтобы стимулировать переход потребителей на использование двухставочных тарифов при расчете одноставочных тарифов, дифференцированных по диапазонам ЧЧИ, можно исходить не из среднего значения ЧЧИ внутри диапазона, а из значения ЧЧИ, соответствующего нижней границе диапазона. В этом случае одноставочиый тариф получиться выше. Эту норму не имеет смысла применять для населения и мелких потребителей, например, с ЧЧИ ниже 3000. Помимо дифференциации одноставочных тарифов на розничном рынке по ЧЧИ существуют дифференциация тарифов по зонам суток (пик, полупик, ночь). Дифференциация тарифов по зонам суток направлена на стимулирование энергосбережения и сглаживание графиков потребления, то есть увеличения потребления в периоды меньших нагрузок (ночь) и уменьшение потребление в периоды больших нагрузок (полупик, пик).

Интервалы тарифных зон суток по энергозонам (ОЭС) России устанавливаются ФСТ России на основании запрашиваемой в ОАО «СО ЕЭС» информации.

При расчете тарифа в ночной зоне учигаваются только затраты, обеспечивающем возмещение переменных затрат, т.е. затрат на покупку электроэнергии на оптовом и розничном рынке (без оплаты мощности).

Тариф за электроэнергию, поставляемую в полупиковой зоне, приравнивается к средневзвешенной стоимости покупки электроэнергии и мощности гарантирующим поставщиком на оптовом и розничных рынках с учетом сбытовой надбавки и расходов на услуги по организации функционирования торговой системы оптового рынка электрической энергии (мощности) - услуги ОАО «АТС».

Тариф за электроэнергию, потребляемую в пиковой зоне графика нагрузки, определяется таким образом, чтобы обеспечить совокупную необходимую валовую выручку ГП с учетом тарифной выручки от потребителей, потребляющих электроэнергию по тарифам в ночной и в полупиковой зоне.

Также допускается производить дифференциацию тарифов на электрическую энергию по двум зонам суток - «день» и «ночь», когда тариф в дневной зоне рассчитывается остаточным образом по аналогии с тарифом за электроэнергию, потребляемую в пиковой зоне графика нагрузки, за минусом тарифа в ночной зоне графика нагрузки.

Определение стоимости электрической энергии (мощности), поставляемой на розничном рынке по регулируемым ценам (тарифам), оплаты отклонений фактических объемов потребления от договорных, а также возмещения расходов в связи с изменением договорного объема потребления электрической энергии производится в соответствии с правилами, утвержденными Приказом Федеральной службы по тарифам от 21 августа 2007 г. № 166-э/1.

Стоимость электрической энергии, поставляемой гарантирующим поставщиком или другими энергосбытовыми организациями по регулируемым ценам покупателям, кроме населения, определяется как произведение тарифа, установленного РСТ для соответствующей группы потребителей (для потребителей, рассчитывающихся по двухставочному тарифу, - тарифной ставки за электрическую энергию), и объема электрической энергии, определяемого с учетом коэффициента распределения электрической энергии, поставляехмой гарантирующим поставщиком или другими энергосбытовыми организациями на розничном рынке по регулируемым ценам (далее -коэффициент бета).

Коэффициент бета определяется по окончании каждого расчетного периода непосредственно каждым гарантирующим поставщиком, исходя из сложившихся результатов торгов на оптовом рынке и фактического суммарного потребления электроэнергии на розничном рынке собственными потребителями.

Стоимость мощности, поставляемой гарантирующим поставщиком или другими энергосбытовыми организациями по регулируемым ценам покупателям, рассчитывающимся по двухставочным тарифам, определяется как произведение тарифа, установленного РСТ для соответствующей группы потребителей, фактически потребленной мощности и коэффициента, определяющего соотношение величины мощности, приобретаемой данным гарантирующим поставщиком (энергосбытовой организацией) по регулируемым ценам к фактически потребленной им мощности.

В зависимости от присоединенной мощности, потребители электроэнергии на розничном рынке подразделяются на тарифные группы потребителей электрической энергии (мощности).

Под заявленной (договорной) мощностью рассматривает наибольшую получасовую электрическую мощность, которую потребитель обязуется ежедневно не превышать в часы максимальной нагрузки энергосистемы. Величина заявленной (договорной) мощности, как правило, устанавливается на год с помесячной разбивкой и отражается в договоре.

1 группа. Базовые потребители

Базовые потребители - потребители со средним за период регулирования значением заявленной (или расчетной) мощности, равной или более 250 МВт, и числом часов использования заявленной мощности более 7000.

В зависимости от региональных особенностей структуры электропотребления потребителей Комиссия может по представлению региональной комиссии:

Повысить значение заявленной мощности потребителей в целях отнесения их к группе 1;

Понизить значение заявленной мощности потребителей в целях отнесения их к группе 1 - в случае отсутствия на территории субъекта Российской Федерации потребителей с заявленной мощностью, равной или более 250 МВт.

2 группа. Бюджетные потребители

Бюджетные потребители - организации, финансируемые за счет средств соответствующих бюджетов.

3 группа. Население

Аналогично указанной группе рекомендуется производить расчет тарифов для населенных пунктов, рассчитывающихся по общему счетчику на вводе; жилищных организаций, потребляющих электроэнергию на технические цели жилых домов; садоводческих товариществ, дачно - строительных кооперативов, рассчитывающихся по общему счетчику на вводе, а также содержащихся за счет прихожан религиозных организаций.

4 группа. Прочие потребители

Тарифы на передачу электрической энергии дифференцируются по четырем уровням напряжения:

– высокое (110 кВ и выше);

– среднее (35 кВ);

– среднее (1-20 кВ);

– низкое (0,4 кВ и ниже).

Задание к выполнению практического занятия №3

«Изучение источников и групп потребителей электроэнергии».

Темы рефератов и вопросы на семинар:

Солнечные электростанции.

Ветрогенераторные станции.

8. Группы потребителейэлектрической энергии.

10. Промышленное электропотребление и количественное описание электрического хозяйства.

11. Основные требования к системам электроснабжения.

12. Тарифные группы потребителей.

Вопросы на семинар по теме лекции №3 дисциплины «Электроснабжение»

1. Основные производители электроэнергии. Структура генерируемых мощностей на электростанциях РФ.

2. Принцип работы и особенности атомных электростанций.

3. Принцип работы и особенности тепловых электростанций и тепловых электроцентралей.

4. Принцип работы и особенности гидро- и гидроаккумулирующих электростанций.

Принцип действия дизельной генераторной установки.

Солнечные электростанции.

Ветрогенераторные станции.

8. Развитие альтернативной энергетики в Крыму.

Литература

1. Справочник по проектированию электроснабжения / Под ред. Ю.Г. Барыбина и др. – М.: Энергоатомиздат, 1990.

2. Мукосеев Ю.Л. Электроснабжение промышленных предприятий. – М., 1973.

3. Правила устройства электроустановок. Изд. 6-е. – М.-Л.: Энергия, 2000.

4. Князевский Б.А. и Липкин Б.Ю. Электроснабжение промышленных предприятий. – М.: Высшая школа, 1986.

5. Кнорринг Г.М. Осветительные установки. – Л.: Энергоиздат, 1981.

6. Кудрин Б.И., Прокопчик В.В. Электроснабжение промышленных предприятий.- Мн.: Вышэйшая школа, 1988.

7. Федоров А.А., Старкова Л.Е. Учебное пособие для курсового и дипломного проектирования. – М.: Энергоатомиздат, 1987.