Обобщенный обзор тарифов на передачу электроэнергии в

Неофициальный перевод
ENTSO-E
Европейское сообщество операторов магистральных
сетей в области электроэнергетики.
Обобщенный обзор тарифов на передачу
электроэнергии в Европе, 2014 г.
Июнь 2014
1/51
Неофициальный перевод
Настоящий документ подготовлен Экономическим отделом Рабочей группы ENTSO-E.
Составители: Хосе-Карлос Фернандез (Координатор, Испания), Анджей Бартошик (Польша),
Паула Альмейда (Португалия).
Бруно Де Вахтер (Председатель оргкомитета, Бельгия), Патрик Баж (Секретарь, Бельгия),
Сандра Йегер (Австрия), Александар Милиса (Босния и Герцеговина), Виктория Поповска
(Болгария), Кристина Мравак Кнежич (Хорватия), Христос Туфексис (Кипр), Мартин Кодоусек
(Чешская Республика), Леннарт Йоханн Далквист (Дания), Пип Сооне (Эстония), Ансси
Невалайнен (Финляндия), Франсуа Регераз (Франция), Изабела Неткова (Македония), Лиза
Бертрам (Германия), Хайдероз Адлер (Германия), Томас Майстер (Германия), Петер Ширер
(Германия), Адель Спаудж (Великобритания), Эвдоксия Куцула (Греция), Жужанна Ходи
(Венгрия), Херманн Балдурссон (Исландия), Марк Нидхэм (Ирландия), Даниэла Дембеч
(Италия), Антонс Кутюнс (Латвия), Дариус Загорскис (Литва), Михель Дур (Люксембург), Франк
Вуссинк (Нидерланды), Хелен Магорриан (Северная Ирландия), Гро Баллестад (Норвегия),
Адриан Сута (Румыния), Игор Юрисевич (Сербия), Ян Орак (Словакия), Алес Коленч
(Словения), Анна Гульдбранд (Швеция), Лиза Дросслер (Швейцария).
Ограничение ответственности: Основано на открытой информации. Сообщество
ENTSO-E подготовило настоящий обзор с целью облегчения общего доступа к
информации о данной работе. В случае обнаружения ошибок мы постараемся исправить
их. Тем не менее, сообщество ENTSO-E, члены и представители сообщества ENTSO-E
не несут никакой ответственности в отношении всего содержания настоящего обзора
или любой его части.
2/51
Неофициальный перевод
Содержание
1.
Краткая информация
4
2.
Методики и гипотезы, рассмотренные в настоящем обзоре ENTSO-E
5
3.
Основные характеристики тарифов ОМС в Европе
6
4.
Расходы ОМС, включенные в расчет тарифов за учетную единицу
8
5.
6.
Распределение тарифов за учетную единицу между компонентами, связанными с
деятельностью ОМС, и другими нормативными начислениями
Энергетические и мощностные компоненты тарифа на передачу за учетную
единицу
10
13
7.
Компоненты выработки (G) тарифа на передачу за учетную единицу
14
8.
Компоненты нагрузки (L) тарифа на передачу за учетную единицу
15
9.
Влияние времени потребления на тариф за учетную единицу
16
10.
Влияние географического положения на тарифы за учетную единицу
17
11.
Компоненты тарифа на передачу электроэнергии
18
12.
Развитие тарифов на передачу электроэнергии за учетную единицу
20
13.
Приложения
23
Приложение 1: Уровни напряжения, используемые операторами магистральных сетей
24
Приложение 2: Сравнение цен на потери в сети
25
Приложение 3: Сравнение цен на системные услуги
27
Приложение 4: Тарифные зоны в странах, где предусмотрена географическая
дифференциация тарифов выработки и нагрузки
Приложение 5: Прочие нормативные отчисления, прямо не связанные с деятельностью
ОМС
29
31
Приложение 6: Плата за первое подключение
34
Приложение 7: Специальные тарифы
38
Приложение 8: Разница в отношении к конечным пользователям и операторам
распределительной системы
41
Приложение 9: Реактивная энергия
43
Приложение 10: Курсы валют
47
Словарь терминов
48
3/51
1.
Неофициальный перевод
Краткая информация
□ Тарифы на передачу электроэнергии являются одним из ключевых элементов Внутреннего рынка
электроэнергии. Ввиду отсутствия единственного "правильного решения" в отношении
распределения расходов между потребителями, в Европе сосуществуют различные системы
тарификации. Например, в зависимости от действующей нормативной базы, плата за
дополнительные услуги может начисляться через тарифы на передачу электроэнергии, либо с
помощью рыночных механизмов. Таким же образом, электроэнергия, необходимая для покрытия
потерь, может закупаться, как операторами магистральных сетей (ОМС), так и участниками рынка.
Именно по этой причине прямое сравнение тарифов на передачу электроэнергии может быть
некорректным. Только практический опыт позволит определить возможность достижения конкретной
степени гармонизации основных принципов установки тарифов на передачу электроэнергии в
будущем.
□ В настоящем отчете приведен анализ тарифов на передачу электроэнергии за учетную единицу
в 2014 году по "базовому варианту" в 34 европейских странах. Тарифы на передачу
электроэнергии за учетную единицу рассчитываются, принимая во внимание следующее: (i)
начисления за расходы, связанные с деятельностью ОМС; и, в соответствующих случаях, (ii) прочие
нормативные начисления, взимаемые или фактурированные ОМС, но прямо не связанные с
деятельностью ОМС. Таким образом, настоящий обзор не имеет своей целью сравнивать отдельные
тарифы на передачу, его целью является сравнение расчетных тарифов за учетную единицу,
выраженных в €/МВт•ч.
□ С целью сделать настоящий обзор как можно более сопоставимым, при расчете тарифов за учетную
единицу во внимание принимаются тарифы и начисления, связанные со следующими расходами:
(i) Расходы, связанные с деятельностью ОМС:
•
Расходы на инфраструктуру (эксплуатационные и капитальные расходы),
•
Стоимость системных услуг,
•
Расходы на компенсацию потерь;
(ii) Прочие нормативные начисления, фактурированные или взимаемые с помощью различных
механизмов операторами магистральных сетей в каждой из стран, которые напрямую не связаны с
деятельностью ОМС:
•
Например: невозвратные издержки, расходы на содействие выработке энергии из
возобновляемых или комбинированных источников, нормативные сборы, расходы на
диверсификацию и надежность энергоснабжения и пр.
□
Следует отметить, что в настоящем обзоре ENTSO-E рассмотрен лишь один аспект регулирования:
расчетные тарифы за учетную единицу. В документе не учитываются различия между странами в
таких областях как качество обслуживания, программы сбыта, технические характеристики,
экологические аспекты, плотность потребления и расположение генерирующих мощностей, которые
влияют на уровень таких тарифов.
□
Настоящий обзор ENTSO-E имеет следующую структуру. В Разделе 2 приведено описание методики
и гипотез, принятых в качестве "базового варианта". В Разделе 3 поясняются основные
характеристики тарифов, учитываемые при расчете тарифов на передачу электроэнергии за
учетную единицу. В Разделе 4 подробно рассмотрены расходы ОМС, включенные в расчет тарифов
на передачу электроэнергии за учетную единицу по каждой стране, а также указано, включены ли
такие расходы в тарифы ОМС, либо оценка выполнена исключительно для целей сопоставимости. В
Разделах 5 – 11 рассмотрены различные характеристики расчетных тарифов за учетную единицу,
такие как доля расходов, связанных с деятельностью ОМС (Раздел 5), энергетические компоненты
(Раздел 6), начисления, взимаемые с энергетических компаний (Раздел 7) и потребителей (Раздел
8), влияние времени потребления (Раздел 9) и местоположения (Раздел 10), а также компоненты
тарифов (Раздел 11). В Разделе 12 описаны изменения, которые претерпели расчетные тарифы за
учетную единицу в последние годы. Более подробная информация о различных вопросах,
зависящих от конкретной страны, приведена в Приложениях.
□
Следует подчеркнуть, что комментарии и замечания по конкретным странам, приведенные внизу
таблиц и графиков в настоящем отчете, имеют существенное значение для понимания документа.
4/51
Неофициальный перевод
2.
Методики
рассмотренные в настоящем обзоре ENTSO-E
□
Как указано в Разделе 1, основной целью настоящего обзора ENTSO-E является сравнение
расчетных тарифов на передачу электроэнергии за учетную единицу в 2014 году, выраженных в €/
МВт·ч для заранее определенного "базового варианта".
□
"Базовый вариант" характеризируется (i) предустановленным уровнем напряжения, нагрузка и
генерирование которого связаны с: (ii) потреблением электроэнергии и (iii) временем
использования мощности:
i.
ii.
iii.
и
гипотезы,
Уровень напряжения
• Уровни напряжения в передающих сетях Европы различаются. В частности, наиболее
низкий уровень, классифицируемый как передающая сеть, существенно колеблется (см.
Приложение 1: Уровни напряжения, используемые ОМС);
• Поэтому, для целей сравнения, в основе настоящего обзора лежат два основных
допущения в отношении напряжения:
- Производитель и потребитель подключены к сети сверхвысокого напряжения (СВН)
(400 кВ - 220 кВ);
- Для стран без сетей сверхвысокого напряжения, либо где в таких сетях отсутствует
нагрузка или подается репрезентативная нагрузка, рассмотрены тарифы на более
низкие уровни напряжения;
Потребление
• Рассматриваемая типичная нагрузка характеризируется максимальным потреблением на
уровне 40 МВт, когда она подключена к сети СВН, и максимальным потреблением на
уровне 10 МВт при подключении к сетям более низкого напряжения;
Время использования мощности
• Предполагается на уровне 5000 часов.
□
Тариф за учетную единицу рассчитывается исходя из "базового варианта" путем суммирования
начислений по нагрузке (L) и выработке (G) (если G подлежит начислению), предполагая, что
участники вырабатывают и потребляют электроэнергию в соответствии со своими программами
(не учитывая отдельные отклонения). Для стран, в которых тарифные ставки зависят от
местоположения (географические сигналы), за основу принимается среднее значение.
□
Кроме того, некоторые значения рассчитаны путем изменения некоторых гипотез "базового
варианта":
• Уровень напряжения (см. Раздел 5. Распределение тарифов на передачу электроэнергии за
учетную единицу между компонентами, связанными с деятельностью ОМС, и другими
нормативными начислениями);
• Время использования мощности (см. Раздел 9. Влияние времени использования мощности на
тарифы за учетную единицу);
• Расположение генерирующих мощностей и нагрузки (север или юг страны, та же область / другая
область) (см. Раздел 10. Влияние местоположения на тарифы за учетную единицу);
□
В некоторых странах определенные элементы тарифов на передачу электроэнергии
устанавливаются по факту, а в некоторых других странах тарифы обновляются в течение
календарного года. В таких случаях невозможно привести точные прогнозируемые цифры расчета
тарифа за учетную единицу на 2014 год. Поэтому, для определенной части или всего расчета
используется данные за 2013 год, либо наилучшие расчеты на 2014 год. Примечания, касающиеся
конкретных стран, дают пояснения по данному вопросу.
□
Для стран, в которых Евро не является применимой валютой, для целей расчета тарифа за
учетную единицу, выраженного в Евро, использован валютный курс по состоянию на 31 декабря
2013 года (см. Приложение 10: Курсы валют).
5/51
Неофициальный перевод
Основные
3.
характеристики
тарифов ОМС в Европе
В Таблице 3.1 подытожены основные характеристики тарифов ОМС, принятых во внимание при расчете
тарифов на передачу за учетную единицу:
• Доля сетевых начислений на G и L в %,
• Сезонная и географическая дифференциация,
• Информация о том, включены ли в тарифы ОМС расходы на покрытие потерь и системные услуги, а
также взимаются ли они ОМС или нет.
Таблица 3.1. Основные характеристики тарифов ОМС в Европе
Разделение сетевых
начислений оператора (1)
Производство
Австрия
Бельгия
Босния и Герцеговина
Болгария
Хорватия
Кипр
Чешская Республика
Дания
Эстония
Финляндия
Франция
Германия
Великобритания
Греция
Венгрия
Исландия
Нагрузка
32%
68%
7%
93%
0%
100%
0%
100%
0%
100%
0%
100%
0%
100%
4%
96%
0%
100%
17%
83%
2%
98%
0%
100%
27% TNUoS
73% TNUoS
Тариф 50%
Тариф 50%
BSUoS Тариф BSUoS Тариф
0%
100 %
Использование Использование
системы 0 % системы 100 %
Надбавки
Надбавки
0%
100%
0%
100%
Ценовой признак
Сезонный /
время суток (2)
xxx
x
x
x
- / xxx
-
Географический
Включены ли системные
Включены ли потери в тарифы,
услуги в тарифы, взимаемые
взимаемые ОМС?
ОМС?
-
Да
Не включены для сетей >=150 кВ
Нет
Да
Да
Да
Да
Да
Да
Да
Да
Да
Да
Тариф на доп. услуги
Нет
Да
Да
Да
Да
Да
Да
Да
Да
Да
xx
TNUoS - географический;
BSUoS Негеографический
Нет, взимаются на
энергетическом рынке
Включены в тариф BSUoS
x
-
Нет, взимаются на
энергетическом рынке
Включены в надбавки
-
-
-
Ирландия
25%
75%
-
Только производство
Италия
Латвия
Литва
Люксембург
Македония
Нидерланды
0%
0%
0%
0%
0%
0%
100%
100%
100%
100%
100%
100%
Северная Ирландия
25%
75%
Норвегия
Польша
38%
0%
62%
100%
xxxx (только
нагрузка)
xxx (через потери)
-
30% географического
элемента на тариф G
Географический
-
Португалия
7%
93%
xx
-
Да
Да
Нет, взимаются на
энергетическом рынке
Нет
Да
Да
Да
Да
Да
Тариф на доп. услуги
Да
Нет
Нет
Да
Да
Нет, включены в стоимость
электроэнергии
Да
Да
Нет, включены в стоимость
электроэнергии
Да (включены в тариф передачи)
Да
Да
Да
Нет, включены в стоимость
электроэнергии
Отдельный тариф на доп. услуги
взимается ОМС
Нет, включены в стоимость
электроэнергии
Да
Нет, предусмотрен отдельный
тариф на доп. услуги
Румыния
19%
81%
-
Сербия
0%
100%
x
Да (тарифы G и L зависят
от местоположения; 7 зон
G и 8 зон L)
-
Словацкая Республика
4%
96%
-
-
Словения
0%
100%
xx
-
Да
Нет, взимаются через
энергетический рынок
Да
Нет, предусмотрен отдельный
тариф на потери
Испания
10%
90%
xxx
Швеция
33%
67%
-
Географический
Швейцария
0%
100%
-
-
Через специальную комиссию
Да
Да
Да
Да
Да
Да
Да
Примечания:
1)
Доли сетевых начислений (%) между G и L приведены для начислений по базовому варианту.
6/51
Неофициальный перевод
Символ "X" указывает на дифференциацию по времени. Один символ "X" свидетельствует об
одном аспекте дифференциации ("день-ночь", "лето-зима" и т.п.). Два или более символа "X" –
существует два или более аспектов дифференциации по времени.
2)
Примечания по странам:




Эстония: Сезонный тариф только для сетей 110 кВ.
Франция: Дифференциация по времени в пяти временных классах для напряжений ниже 350 кВ.
Существует три типа дифференциации: лето/зима, среднепиковые /внепиковые, пиковые часы
только в январе, феврале и декабре. Тариф на более высокие напряжения основан только на
длительности потребления.
Великобритания:

TNUoS: Стоимость использования системы.

BSUoS: Балансировочные услуги при использовании системы.
Норвегия: Дифференциация по времени через предельные потери (%) по каждой точке
подключения.
7/51
Неофициальный перевод

Расходы
4.
ОМС,
включенные
в
расчет тарифов за учетную единицу
В Таблице 4.1 приведена информация о различных статьях расходов, связанных с передачей
электроэнергии, которые включены в расчет тарифов за учетную единицу для сравнения с базовым
вариантом, представленным в настоящем отчете. Некоторые расходы не могут быть включены в тариф
на передачу электроэнергии ОМС, либо включены частично, однако приведены для целей
сопоставимости (отмечены красным и голубым; см. пояснения к таблице). Дополнительная информация
приведена в примечаниях по странам.
Таблица 4.1. Расходы ОМС, включенные в расчет тарифов за учетную единицу
Инфраструктура
Системные услуги
Регули
OPEX
ровани
(кроме
е
Управление Управление
Доходно Комп Первичн
системных
Третич
напряж Баланси Убытки
енсац
Вторичны
пиковыми
пиковыми
Холодны
сть
услуг,
ый
ный
ения,
ровка
Амортиз
й резерв
нагрузками нагрузками
й пуск
инвестир ия
убытков и
резерв
резерв
реактив системы
ация
ITC
(внутр.)
(международ.)
ованного
компенсаци
ная
капитала
и ITC
мощнос
ть
C
C
C
C/B
C
C
C
C
C/B
C
C
N
C
C
C
C
B/C
C
C/B
C/B
C
C/B
C
C
N
C
C
C
C
B/C
C
C
C
N
B/C
C
C
N
C
C
C
C
C
C
C
C
N
B/C
C
C
N
C
C
C
C
N
N
C
C
C
C
C
C
C/B
C
C
C
C
N
C
C
C
N
N
C
C
N
C
C
C
C
C/B
C
C
C
C
C
C
C
C
C
C
C
C
C/B
C
C
C
C/B
C/B
C
C
C/B
C
C
C
C
B/C
N
N
C
N
B/C
C
C
N
C
C
C
C
C
N
N
C
C
C
C
C
N
C
C
C
C
C
C
C
N
C
N
C
C
N
C
C/B
C
C
C/B
C
C
C
C
C
C
C
N
C
C
C
C
C/B
C
C
C
C
C
C
C
C
N
C
C
C
N
C
C
N
N
N
N
N
N
C
C
C
C
C/B
C
C
C
C
B/C
C
C
B/C
C
C
C
C
N
C
C
C
N
N
C
C
C
C
C
C
C
C
C
C
C
C
C
C
C
N
C
C
C
C
N
C
C
C
B/C
B/C
C
C
C
C
CAPEX
Австрия
Бельгия
Босния и Герцеговина
Болгария
Хорватия
Кипр
Чешская Республика
Дания
Эстония
Финляндия
Франция
Германия
Великобритания
Греция
Венгрия
Исландия
Ирландия
Италия
Латвия
Литва
Люксембург
Македония
Нидерланды
Северная Ирландия
Норвегия
Польша
Португалия
Румыния
Сербия
Словацкая Республика
Словения
Испания
Швеция
Швейцария
C
C/B
C
C
C
C
C
C
C
C
C
C
C/B
C
C
C
C
C
C
C
C
C
C
C
C
C
C
C
C/B
C
C
C
C
C
C
C
C
C
C
C
C
C
C
C
C/B
C
C
C
C
C/B
C/B
C/B
C/B
N
C
N
C
C/B
C/B
C/B
C/B
C
B/C
B/C
C
N
C
N
C
C
C
C
N
N
C
C
N
C
C
C/B
C
C
C
C
C
C
C
C
C/B
C
C
C
C
C
N
C/B
C
C
C
C
C
C
C
C
N
C
C
C
C
C
N
C/B
N
N
C
C
C/B
N
C/B
C
N
C
C
C
C
C
N
C/B
N
N
C
C/B
C/B
N
B/C
N
B/C
B/C
C/B
N
C/B
C
N
B/C
N
C
C
C
C
C
N
C
N
C
C
C
C
C
C
C/B
C
C
C
C
C
C
C
C
N
C
C
C
C
C
C
C/B
N
B/C
C
C
B/C
N
N
C
N
N
C
N
N
C
N
N
C
C
C
C
C
N
C
C
C
C
C
C
C/B
C
C
C/B
Прочее
N
C
N
C
C
N
N
C/B
N
C
C
C
C
C
N
N
N
N
N
N
C
C
C
N
N
C
C
C
C
N
C
C
N
C
Пояснения:





C если статья расходов включена в расчет тарифа за учетную единицу.
C/B если по определенному виду деятельности существуют расходы и льготы/прибыль, расходы
превышают прибыль, а разница включена в расчет тарифа за учетную единицу (излишек
расходов).
B/C если по определенному виду деятельности существуют расходы и льготы/прибыль, прибыль
превышает расходы, а разница позволяет снизить тариф за учетную единицу.
N если статья расходов не включена в расчет тарифа за учетную единицу.
C, C/B или B/C отмечены красным цветом – означает, что статья расходов не фактурируется ОМС,
однако оценочные значения приведены для целей сопоставимости.
8/51
Неофициальный перевод

C, C/B или B/C отмечены голубым цветом – означает, что статья расходов частично
фактурируется ОМС, и лишь часть общих расходов включена в расчет тарифа за учетную
единицу.
Примечания по странам:

Босния и Герцеговина: комплексная цена за использования системы передачи электроэнергии
включает в себя: тариф передающей компании (расходы, связанные с обслуживанием сети
электропередачи), тариф независимого оператора системы (расходы, связанные с деятельностью
независимого оператора), стоимость системных услуг (конечные пользователи платят напрямую
поставщикам дополнительных услуг), энергию потерь (конечные пользователи платят напрямую
поставщикам дополнительных услуг).

Болгария: По первичному, вторичному и третичному резерву тарифом покрываются только
затраты на мощность.

Франция: Тарифы на доступ к сети электропередачи не включают в себя третичный резерв,
который управляется с помощью механизма балансирования, поэтому цифры по Франции
исключают третичный резерв. Однако каждая сторона, ответственная за балансирование, должна
уплачивать сети RTE 0.15 €/МВт·ч за каждый физический выход за периметр для покрытия
стоимости привлечения быстрого резерва и промышленных мощностей сегментации нагрузки.
Термин "другие" включает в себя оплату от потребителей по прерываемым поставкам.

Германия: вторичный и третичный резерв покрывает только затраты на мощность.

Греция: потери при передаче оплачиваются объектами, подающими электроэнергию в систему
передачи (генерирующие компании и импортеры), при этом оценочная стоимость включена для
целей сравнения. Покупатели оплачивают лишь поправку на потери.

Венгрия:
 Платежи за общую перегрузку в сети учитываются органами регулирования при утверждении
методики расчета сетевых тарифов на эксплуатационных издержки при использовании системы
– несистемные услуги – также как и в отношении компенсации ITC. Данный вид дохода всегда
снижает тариф на следующий год.
 Разница между реализованной и планируемой (после определения тарифа) прибылью
балансирования системы снижает или увеличивает тариф последующего года на
дополнительные услуги.

Ирландия: Управление пиковыми нагрузками (внутреннее) возмещается через рынок. Потери
возмещаются через рынок.

Нидерланды: В 2014 году доходы от аукционов были использованы для уменьшения последствий
расчетов по тарифам за предыдущие периоды. Это преимущественно нейтрализовало
последствия повышения тарифов на Оплату системных услуг за период 2000-2011 гг. (в
соответствии с толкованием судьи о том, что некоторые плательщики тарифов освобождались от
уплаты) и снизило дополнительный доход, относящийся к предыдущему периоду регулирования (в
результате подачи апелляции в отношении принятия метода расчета на период 2008-2010 гг.)

Польша: Невозвратные издержки, т.е. расходы, возникающие в результате компенсаций
производителям энергии за аннулирование долгосрочных контрактов на сбыт электроэнергии,
заключенных в прошлом с монопольным покупателем. По условиям таких долгосрочных
контрактов, производители электроэнергии обязались модернизировать свое производственное
оборудование, приводя его в соответствии с экологическими стандартами. Такие расходы
возмещаются с помощью временных начислений в составе Тарифа.

Португалия: Расходы на потери и стоимость системных услуг не возмещаются регулируемым
тарифом, а покрываются ценой электроэнергии. Такие расходы включены в настоящий обзор
исключительно для целей сравнения.

Румыния: Управление пиковыми нагрузками (международными) относится исключительно к плате
за перегрузку, получаемую ОМС (расходы с управлением международными пиковыми нагрузками
отсутствуют, поскольку между разными ОМС не предусмотрены механизмы повторной передачи
между контрольными зонами румынских ОМС и ОМС соседних стран). Доход от сетевых
перегрузок (который ранее был включен в расчет тарифа в виде скидки) сегодня такого влияния на
тариф не оказывает, напротив, он используется в качестве источника финансирования для
международных инвестиций (в соответствии с Регламентом ЕС 714/2009)

Испания: Системные услуги и потери не включаются в тариф на передачу электроэнергии в
Испании, поскольку они возмещаются на энергетическом рынке. Цифры за 2013 год по системным
услугам и потерям в Испании включены в настоящий обзор исключительно для целей сравнения.
9/51
Неофициальный перевод


Швеция: В тариф ОМС включены расходы на первичный резерв – 2/5 от общих расходов.
Швейцария: Категория "другие" включает в себя покрывающий расходы льготный сбор на
энергию из возобновляемых источников и охрану вод.
5.
Распределение
тарифов
за
учетную единицу между компонентами, связанными с деятельностью ОМС,
и другими нормативными начислениями
На Графике 5.1 приведены общие тарифы на передачу электроэнергии в случае изменения базового
варианта при колебаниях уровней напряжения. Начисления, связанные с деятельностью ОМС,
отмечены цветом, а прочие нормативные начисления, напрямую не связанные с деятельностью ОМС,
отмечены белым цветом.
График 5.1. Распределение тарифов за учетную единицу между компонентами, связанными с
деятельностью ОМС, и другими нормативными начислениями
Евро за МВт·ч
Начисления, связанные с деятельностью ОМС: инфраструктура (капитальные вложения и
эксплуатационные затраты), потери, системные услуги, пиковые нагрузки.
Прочие нормативные начисления, напрямую не связанные с деятельностью ОМС: невозвратные
расходы, государственные отчисления, энергия из возобновляемых источников и пр. Более
подробная информация приведена в Приложении 5.
Примечания:



Пример, взятый для данного сравнения, представляет собой базовый вариант (см. Раздел 2.
Методики и гипотезы, рассмотренные в настоящем обзоре ENTSO-E), видоизмененный при
рассмотрении различных уровней напряжения.
Прочие начисления, напрямую не связанные с деятельностью ОМС, включены в расчет тарифа
за учетную единицу.
Страны, для которых определенные элементы тарифа за учетную единицу на 2014 год являются
оценочными, отмечены красным цветом.
Примечания по странам:
10/51
Неофициальный перевод

















Бельгия: Стоимость потерь прибавлена, но не включена в тарифы ОМС для пользователей,
подключенных к сетям СВН.
Босния и Герцеговина: В Боснии и Герцеговине существуют две независимые компании:
Независимый оператор системы ISO (эксплуатация системы) и передающая компания Transco
(владелец сети электропередачи). Компания ISO не приобретает системные услуги и потери.
Данные услуги являются частью цены для конечного пользователя, которую конечный
пользователь платит непосредственно поставщику дополнительных услуг.
Болгария: Тариф утверждается регулирующей организацией, однако тарифы на новый
нормативный период, начинающийся с 1 июля, будут изменены.
Дания: Поскольку коммунальный тариф устанавливается ежеквартально в течение года, то
часть тарифа, не относящаяся к деятельности ОМС, является оценочной.
Эстония: Для передающей сети напряжением 330 кВ.
Франция: Предварительные данные, подлежащие ежегодной переоценке, проводимой 1 августа.
Для базового варианта используется 220-150 кВ (наивысший уровень напряжения с
статистически репрезентативными цифрами). Тарифы на доступ к сети электропередачи не
включают в себя третичный резерв, который управляется с помощью механизма
балансирования, поэтому цифры по Франции исключают третичный резерв. Однако каждая
сторона, ответственная за балансирование, должна уплачивать сети RTE 0.15 €/МВт•ч за каждый
физический выход за периметр для покрытия стоимости привлечения быстрого резерва и
промышленных мощностей сегментации нагрузки. Прочие нормативные начисления относятся к
расходам, связанным с CTA (взнос на дополнительный тариф).
Германия: Включено средневзвешенное значение операторов магистральных сетей,
осуществляющих свою деятельность в Германии, а также надбавка по закону KWK-G (закон о
теплоэлектроцентралях). Для энергоемких потребителей (обычно предприятия тяжелой
промышленности), потребление которыми превышает 7000 часов при полной нагрузке в год и
10ГВт предусмотрена скидка. В зависимости от количества часов работы при полной нагрузке,
плата за пользование сетью должна быть не менее 10, 15 или 20% от обычной платы.
Великобритания: Стоимость потерь не включена.
Греция: Потери при передаче оплачиваются объектами, подающими электроэнергию в систему
передачи (генерирующие компании и импортеры), при этом оценочная стоимость включена для
целей сравнения.
Исландия: Тариф оператора Landsnet рассчитывается в соответствии с границей доходности,
определяемой Национальным управлением по энергетике Исландии. Тариф применяется к
операторам распределительной системы с одной стороны, и к предприятиям энергоемкой
промышленности с другой стороны. Плата за передачу не зависит от расстояния, пройденного
мощностью по сети, а также от расстояния между объектами подачи и отбора мощности.
Специальный сбор взимается за дополнительные услуги и потери при передаче в виде
фиксированной суммы из расчета за каждый кВт, отобранный из сети.
Тариф на потребление предприятиями энергоемкой промышленности выражен в долларах США,
а для операторов распределительной системы и других потребителей – в исландских кронах
(ISK).
Ирландия: Потери при передаче учитываются через рынок, однако исключительно для целей
сравнения в данные цифры были включены оценочные начисления.
Италия: Данное число включает в себя "системные услуги" как переходной компонент
"надбавка", относящийся к начислению за оказание диспетчерских услуг. Потери при передаче
учитываются через рынок, однако исключительно для целей сравнения в данные цифры были
включены оценочные начисления.
Латвия: Для сети электропередачи напряжением 330 кВ (сети напряжением 400 кВ в Латвии
отсутствуют).
Литва: Уровень напряжения 330 кВ.
Люксембург: Начисление, взимаемое со всех потребителей, кроме тех, которые используют
электроэнергию для целей химического восстановления и электролиза, а также в металлургии.
Северная Ирландия: Потери при передаче учитываются через рынок, однако исключительно
для целей сравнения в данные цифры были включены оценочные начисления.
Норвегия: Крайне сложно заранее прогнозировать цифры норвежских тарифов. Тариф,
взимаемый в течение года с пользователей сети, зависит от фактической цены (подвержена
ежедневным колебаниям) и фактических норм предельных убытков (подвержены еженедельным
11/51
Неофициальный перевод




колебаниям в течение всего года), а также от выработанного и потребленного объема и объема
экспорта/импорта. Цифры, приведенные в настоящем отчете, основаны на оценочных данных, и
их следует рассматривать с осторожностью. Фактические цифры будут отличаться от
приведенных данных.
Португалия: Расходы на потери и стоимость системных услуг не возмещаются регулируемым
тарифом, а покрываются ценой электроэнергии. Такие расходы включены в настоящий обзор
исключительно для целей сравнения. Это справедливо для всех последующих графиков и
таблиц, представленных в настоящем Обзоре.
Румыния: Плата за передачу не отличается в зависимости от уровней напряжения или
временных интервалов потребления. Тарифы на передачу предусматривают географические
сигналы (как для выработки, так и для нагрузки), однако дифференциация тарифов по времени
потребления отсутствует.
Испания: Кроме некоторых расходов, рассмотренных в Приложении 5, тариф за учетную
единицу в Испании невозможно разделить на начисления, связанные и не связанные с
деятельностью операторов магистральных сетей. Причиной является тот факт, что в
соответствии с испанским законодательством, некоторые расходы, не связанные с
деятельностью ОМС (например, связанные с программами поддержки энергетики из
возобновляемых источников), распределяются в составе тарифа на доступ к сети без какой-либо
конкретной дифференциации. Поэтому тариф на передачу за учетную единицу в Испании,
приведенный на Графике 5.1, отмечен красным цветом (т.е. как связанный с деятельностью
ОМС), также включает в себя нормативные начисления, напрямую не связанные с
деятельностью ОМС.
Швеция: Приведены прогнозируемые данные.
12/51
Неофициальный перевод
Энергетические
компоненты тарифа на передачу за учетную единицу
6.
и
мощностные
Основными носителями дохода для тарифа за учетную единицу является мощность, энергия или и то, и
другое. На Графике 6.1 представлены доли соответствующих компонентов тарифа для базового
варианта.
График 6.1. Энергетические и мощностные компоненты тарифа на передачу за учетную единицу
Австрия
Латвия
Бельгия
Литва
Босния и Герцеговина
Люксембург
Болгария
Македония
Хорватия
Нидерланды
Кипр
Северная Ирландия
Чешская Республика
Дания
Норвегия
Энергия
Эстония
Финляндия
Франция
Польша
Португалия
Мощность
Румыния
Сербия
Германия
Словакия
Великобритания
Словения
Греция
Испания
Венгрия
Швейцария
Исландия
Швеция
Ирландия
Италия
Примечания:



Пример, взятый для данного сравнения, представляет собой базовый вариант (см. Раздел 2.
Методики и гипотезы, рассмотренные в настоящем обзоре ENTSO-E).
Прочие начисления, напрямую не связанные с деятельностью ОМС, включены в расчет тарифа
за учетную единицу.
Цифры округлены.
Примечания по странам:






Бельгия: Стоимость потерь прибавлена, но не включена в тарифы ОМС для пользователей,
подключенных к сетям СВН.
Босния и Герцеговина: Соотношение в соответствии с Методикой расчета тарифов
Германия: Средневзвешенное значение, надбавка по закону
KWK-G (закон о
теплоэлектроцентралях) не включены.
Исландия: Расчетный коэффициент в соответствии с Методикой расчета тарифов в Исландии
составляет 70% - мощность, 30% - энергоресурсы для оператора Landsnet.
Испания: Процентные соотношения относятся исключительно к тарифам на доступ, без учета
потерь и системных услуг.
Швейцария: Мощностная составляющая расчета включает в себя плату за тоску подключения.
13/51
Неофициальный перевод

Компоненты
7.
выработки
(G)
тарифа на передачу за учетную единицу
Расчет тарифа за учетную единицу производится путем прибавления начислений за выработку (G) и
нагрузку (L). На Графике 7.1 показана часть тарифа, соответствующая выработке электроэнергии.
График 7.1. Компоненты выработки (G) тарифа на передачу за учетную единицу в 2014 г.
Швеция
Испания
Испания
Словения
Сербия
Словакия
Румыния
Португалия
Польша
Норвегия
Северная Ирландия
Нидерланды
Македония
Люксембург
Литва
Латвия
Италия
Исландия
Ирландия
Греция
Венгрия
Германия
Великобритания
Франция
Финляндия
Дания
Эстония
Кипр
Чешская Республика
Хорватия
Болгария
Бельгия
Босния и Герцеговина
Австрия
Евро за МВт·ч
Примечания:



Пример, взятый для данного сравнения, представляет собой базовый вариант (см. Раздел 2.
Методики и гипотезы, рассмотренные в настоящем обзоре ENTSO-E).
Прочие начисления, напрямую не связанные с деятельностью ОМС, включены в расчет тарифа
за учетную единицу.
Страны, для которых определенные элементы тарифа за учетную единицу на 2014 год являются
оценочными, отмечены красным цветом.
Примечания по странам:




Франция: Тариф выработки составляет 0.19 €/МВт·ч (без ежегодной переоценки) на напряжения
выше 130 кВ, 0 – для более низких напряжений.
Великобритания: Тарифы выработки колеблются от 36.31 €/кВт на о. Скай и у оз. Лох-Алш до 6.20 €/кВт в Уэст Девон и Корнуолле. Средневзвешенное значение тарифа выработки TNUoS
составляет примерно 6.65 €/кВт. Доля начислений за услуги балансирования в тариф не
включена.
Греция: Энергетические компании платят за потери при передаче, но это осуществляется через
энергетический рынок, а не через тарифы и счета.
Испания: Для генерирующих компаний предусмотрено два вида начислений:
• Начисление, соответствующее тарифу на доступ для генерирующих компаний (0.5 €/ МВт·ч),
как показано на Графике 7.1;
• Генерирующие компании установленной мощностью более 1 МВт уплачивают сбор для
финансирования деятельности диспетчера энергосистемы. Сумма сбора зависит от их
14/51
Неофициальный перевод
полезной мощности.
15/51
Неофициальный перевод
Компоненты нагрузки (L) тарифа
8.
на передачу за учетную единицу
Расчет тарифа за учетную единицу производится путем прибавления начислений за выработку (G) и
нагрузку (L). На Графике 8.1 показана часть тарифа, соответствующая нагрузке.
График 8.1. Компоненты нагрузки (L) тарифа на передачу за учетную единицу в 2014 г.
Швейцария
Швеция
Испания
Словения
Сербия
Словакия
Румыния
Португалия
Польша
Норвегия
Нидерланды
Северная Ирландия
Македония
Литва
Люксембург
Латвия
Италия
Исландия
Ирландия
Греция
Венгрия
Германия
Великобритания
Франция
Эстония
Финляндия
Дания
Чешская Республика
Кипр
Хорватия
Болгария
Босния и Герцеговина
Бельгия
Австрия
Евро за МВт·ч
Примечания:
 Пример, взятый для данного сравнения, представляет собой базовый вариант (см. Раздел 2.
Методики и гипотезы, рассмотренные в настоящем обзоре ENTSO-E),.
 Прочие начисления, напрямую не связанные с деятельностью ОМС, включены в расчет тарифа
за учетную единицу.
 Страны, для которых определенные элементы тарифа за учетную единицу на 2014 год являются
оценочными, отмечены красным цветом.
Примечания по странам:
 Великобритания: Тарифы спроса колеблются от 13.03 €/кВт в Северной Шотландии до 40.68
€/кВт в области Центрального Лондона. Средневзвешенное значение тарифа спроса TNUoS
составляет примерно 33.69 €/кВт. Доля начислений за услуги балансирования в тариф не
включена.
16/51
Неофициальный перевод
Влияние времени потребления на
9.
тариф за учетную единицу
Сбор за передачу электроэнергии, уплачиваемый пользователями сети, а впоследствии – тариф на
передачу электроэнергии за учетную единицу, изменяются из-за времени потребления, если мощность
является фактором дохода тарифа. На Графике 9.1 показано влияние времени потребления на тариф за
учетную единицу.
График 9.1. Влияние времени потребления на тариф за учетную единицу
Швейцария
Швеция
Испания
Словения
Сербия
Словакия
Румыния
Португалия
Польша
Норвегия
Нидерланды
Северная Ирландия
Македония
Литва
Люксембург
Латвия
Италия
Исландия
Ирландия
Греция
Венгрия
Германия
Великобритания
Франция
Эстония
Финляндия
Дания
Чешская Республика
Кипр
Хорватия
Болгария
Босния и Герцеговина
Бельгия
Австрия
Евро за МВт·ч
Примечания:
 Пример, взятый для данного сравнения, представляет собой базовый вариант (см. Раздел 2.
Методики и гипотезы, рассмотренные в настоящем обзоре ENTSO-E), видоизмененный при
рассмотрении различных длительностей потребления.
 Прочие начисления, напрямую не связанные с деятельностью ОМС, включены в расчет тарифа
за учетную единицу.
 Для большинства ОМС типичным потребителем является оператор распределительной системы
с сезонным профилем нагрузки. Такие значения как полное годовое время потребления в 8760
часов, либо малое время потребления в 2000 часов не встречаются в сети. Результаты расчета
таких длительностей потребления приведены исключительно для целей сравнения, чтобы
проиллюстрировать, как фиксированные компоненты тарифов влияют на средние начисления за
передачу.
 Страны, для которых определенные элементы тарифа за учетную единицу на 2014 год являются
оценочными, отмечены красным цветом.
17/51
Неофициальный перевод
10.
Влияние
положения на тарифы за учетную единицу
географического
Некоторые тарифы на передачу различаются в зависимости от географического местоположения. На
Графике 10.1 показано влияние географического положения на расчет тарифа.
График 10.1. Влияние географического положения на тарифы за учетную единицу
Швейцария
Швеция
Испания
Словения
Сербия
Словакия
Румыния
Португалия
Польша
Норвегия
Нидерланды
Северная Ирландия
Македония
Литва
Люксембург
Латвия
Италия
Исландия
Ирландия
Греция
Венгрия
Германия
Великобритания
Франция
Эстония
Финляндия
Дания
Чешская Республика
Кипр
Хорватия
Болгария
Босния и Герцеговина
Бельгия
Австрия
Евро за МВт·ч
Примечания:
 Пример, взятый для данного сравнения, представляет собой базовый вариант (см. Раздел 2.
Методики и гипотезы, рассмотренные в настоящем обзоре ENTSO-E), видоизмененный при
рассмотрении различных географических положений.
 Прочие начисления, напрямую не связанные с деятельностью ОМС, включены в расчет тарифа
за учетную единицу.
 Более подробная информация о географической дифференциации тарифов на передачу
электроэнергии приведена в Приложении 4. Тарифные зоны в странах с географической
дифференциацией тарифов выработки и потребления.
 Страны, для которых определенные элементы тарифа за учетную единицу на 2014 год являются
оценочными, отмечены красным цветом.
18/51
Неофициальный перевод
Компоненты тарифа на передачу
11.
электроэнергии
На Графике 11.1 приведено распределение различных компонентов тарифа, рассчитанного в настоящем
отчете.
График 11.1. Компоненты тарифа на передачу электроэнергии
Евро за МВт·ч
Пр. норм. начисл.
Потери
Сист. услуги
Инфраструктура
Примечания:
 Пример, взятый для данного сравнения, представляет собой базовый вариант (см. Раздел 2.
Методики и гипотезы, рассмотренные в настоящем обзоре ENTSO-E).
 Цифры, приведенные на графике, являются оценочными значениями каждого окончательного
компонента цены.
 Для стран, по которым разделение тарифа рассчитать невозможно в соответствии с данным
графиком, приведены некоторые допущения и оценки. В соответствующих случаях системные
услуги включают в себя балансирование.
 Страны, для которых определенные элементы тарифа за учетную единицу на 2014 год являются
оценочными, отмечены красным цветом.
Примечания по странам:
 Бельгия: Тарифы на "Обязательства по обслуживанию населения" и "Налоги и сборы" не
относятся к деятельности ОМС.
 Босния и Герцеговина: Расходы на инфраструктуру (тариф передающей компании Transco),
системные услуги (тариф независимого оператора ISO и стоимость системных услуг), Потери
(потери).
 Хорватия:
Начисления
соответствуют
уровню
напряжения
110
кВ,
поскольку
квалифицированные потребители нагрузки, уплачивающие тариф выше данного уровня,
отсутствуют.
 Франция: Начисления соответствуют уровню напряжения "220-150" (наивысший уровень
напряжения с статистически репрезентативными цифрами). Предварительные данные,
подлежащие ежегодной переоценке, проводимой 1 августа. Какое-либо особое отнесение
расходов на системные услуги и потери к определенному тарифу отсутствует, приведенные
здесь значения имеют исключительно ориентировочный характер.
19/51
Неофициальный перевод
 Македония: Оператор MEPSO обязан приобретать весь объем электроэнергии,
вырабатываемой из возобновляемых источников, после этого всех соответствующие расходы
включаются в тариф на передачу.
 Великобритания: Данные о потерях отсутствуют.
 Греция: В расходах, не связанных с ОМС, включены затраты на оплату поддержки
возобновляемых источников энергии, которые абсолютно не связаны с Независимым
оператором передачи электроэнергии IPTO.
 Венгрия: Потери внесены в состав тарифа за использование системы электропередачи. Они
устанавливаются Регулирующим органом в виде обоснованных расходов на потери в годовом
тарифе.
 Ирландия: Потери при передаче учитываются через рынок, однако исключительно для целей
сравнения в данные цифры были включены оценочные начисления.
 Италия: Потери при передаче учитываются через рынок, однако исключительно для целей
сравнения в данные цифры были включены оценочные начисления исходя из средней цены на
электричество в январе и декабре 2013 г. Переходной компонент системных услуг "надбавка",
предусмотренный на 2014 год, является прогнозируемой единой стоимостью системных услуг в
первом квартале 2014 г.
 Нидерланды: Тарифы включают в себя оценку расходов на потери. Разница между
понесенными потерями и потерями, предусмотренными в бюджете, отражается в тарифах (t+2).
 Сербия: Для сети электропередачи напряжением 220 кВ (сети напряжением 400 кВ в Сербии
отсутствуют)
 Словения: Потери включены в сбор за передачу, разделение отсутствует.
 Испания: Часть "прочие нормативные начисления" более подробно рассмотрена в Приложении
5. Части "Потери" и "Системные услуги" отражают цифры за 2013 год, которые были
представлены исключительно для целей сопоставления, несмотря на то, что они не включены в
тариф на передачу электроэнергии в Испании (возмещаются через энергетический рынок). Часть
тарифа, обозначенная как "Инфраструктура", включает в себя начисления, как связанные, так и
не связанные с деятельностью операторов магистральных сетей. Как пояснено в Разделе 5,
причиной является тот факт, что в соответствии с испанским законодательством, некоторые
расходы, не связанные с деятельностью ОМС (например, связанные с программами поддержки
энергетики из возобновляемых источников), распределяются в составе тарифа на доступ к сети
без какой-либо конкретной дифференциации.
20/51
Неофициальный перевод
Развитие тарифов на передачу
12.
электроэнергии за учетную единицу
С годами тарифы на передачу электроэнергии меняются. На Графике 12.1 показано изменение тарифов
с 2011 по 2014 г. в Евро по курсу 2013 года. Начисления, связанные с деятельностью ОМС, отмечены
цветом, а прочие нормативные начисления, напрямую не связанные с деятельностью ОМС, отмечены
белым цветом.
График 12.1. Развитие тарифов
Евро по курсу 2013 г.
Начисления, связанные с деятельностью ОМС: инфраструктура (капитальные вложения и
эксплуатационные затраты), потери, системные услуги, пиковые нагрузки.
Прочие нормативные начисления, напрямую не связанные с деятельностью ОМС: невозвратные
расходы, государственные отчисления, энергия из возобновляемых источников и пр. Более
подробная информация приведена в Приложении 5.
Примечания:
 Пример, взятый для данного сравнения, представляет собой базовый вариант (см. Раздел 2.
Методики и гипотезы, рассмотренные в настоящем обзоре ENTSO-E).
 Цены обновлены в 2013 году, используя среднегодовой показатель изменения Согласованного
индекса потребительских цен (СИПЦ), представленного Евростатом. При его отсутствии
используются официальные данные индекса потребительских цен в соответствующей стране.
 Для стран, не находящихся в еврозоне, использован обменный курс по состоянию на 31 декабря
2013 года.
 Более подробная информация о причинах ежегодных изменений более чем на 10% или более чем
на 0.5 €/МВт·ч по сравнению с предыдущим годом приведена в Примечаниях по странам.
21/51
Неофициальный перевод
Примечания по странам:
 Австрия: Снижение тарифов преимущественно связано с повышением объемов (особенно
справедливо в отношении потерь и дополнительных услуг), а также с использованием дохода от
пиковых нагрузок для инвестирования в объекты энергообъединения в соответствии с
Регламентом ЕС 714/2009.
 Бельгия: Повышение тарифа связано с пересмотром тарифов начиная с июня 2013 по
постановлению суда. В соответствии с данным постановлением, большая часть тарифов
выработки, применение которой началось с 1 января 2012 года, была отменена. Следствием
явился тот факт, что за текущий тарифный период 2012-2015 гг. разница в доходах должна быть
возмещена путем повышения тарифов нагрузки, преимущественно начиная с 1 января 2014 г.
Повышение расходов, не связанных с деятельностью ОМС, явилось результатом повышения
сбора на финансирование зеленых сертификатов.
 Болгария: Расходы, связанные с деятельностью ОМС, снижены из-за изменения методики
расчета платежей по резервной мощности – по медленному третичному и вторичному резерву.
Расходы, напрямую не связанные с деятельностью ОМС, снижены из-за введения новой модели
ценообразования для покрытия таких начислений и временного отключения новых подключений.
 Чешская Республика: Более низкая цена электроэнергии для покрытия потерь, более низкая
стоимость дополнительных услуг, поправочные коэффициенты i-2.
 Дания: Тариф, не связанный с деятельностью ОМС:
 Изменение связано с понижением ожидаемых рыночных цен в 2014 г. по сравнению с 2013 г. =>
Прямые субсидии для энергии из возобновляемых источников повышаются преимущественно
благодаря стимулирующим тарифам на ВИЭ.
 Изменение связано с увеличением выработки энергии из возобновляемых источников –
преимущественно из-за повышения мощностей наземных ветряных турбин.
 Эстония: Снижение в 2014 году обусловлено применением тарифов для различных уровней
напряжения, как показано на графике. В предыдущие годы наивысший заявленный уровень
напряжения составлял 110 кВ, а с 2014 года – 330 кВ.
 Франция: Все цифры за 2014 год предварительные, кроме тарифа на выработку, установленного
на уровне 0.19 €/МВт·ч до конца текущего периода регулирования (июль 2017 г.).
 Германия: Плата за доступ к сети в 2014 г. по сравнению с 2013 г. преимущественно повысилась
из-за следующих факторов:
 Увеличение расходов на офшорные инвестиции
 Увеличение расходов на обеспечение безопасности сети, т.е. ненагруженный резерв
 Снижение объема поставленной энергии из-за увеличения объемов децентрализованной
выработки электроэнергии
 Великобритания: Общий тариф изменился на указанное предельное значение (т.е. 10% или €0.5),
что явилось результатом повышения отчислений с доходов в пользу Национальной энергосистемы
и шотландских передающих операторов в соответствии с новой моделью контроля цен RIIO,
отражающей увеличение инвестиций, начиная с апреля 2013 г.
 Греция: Снижение тарифа с 2012 г. связано с сокращением расходов, не связанных с
деятельностью ОМС, в частности, со снижением тарифа, связанного с компенсацией
возобновляемых источников энергии. В расходах, не связанных с ОМС, включены затраты на
оплату поддержки возобновляемых источников энергии, которые абсолютно не связаны с
Независимым оператором передачи электроэнергии IPTO. Это сделано исключительно для целей
поддержания единообразия.
 Венгрия: Основной причиной значительного изменения является уменьшение степени влияния
переходных компонентов (пиковые нагрузки и компенсация ITC), а также корректировка по
сравнению с прошлыми годами, что привело к повышению тарифов.
 Ирландия: Хотя потери повысились примерно на 5.5%, именно системные услуги с показателем
8% и расходы на инфраструктуру с показателем 15% существенно увеличились по сравнению с
цифрами за 2013 года. Поскольку системные услуги включают в себя ограничения для целей
исследования, это привело к существенному росту. Также ожидается увеличение расходов на
инфраструктуру, поскольку в настоящее время Ирландии проводится масштабная модернизация
сети электропередачи.
 Италия: Разница между тарифами на 2014 и 2013 г. преимущественно связана со стоимостью
системных услуг: значения на 2014 г. являются прогнозной единой ценой на системные услуги в
22/51
Неофициальный перевод








первом квартале 2014 г., и не могут сопоставляться со средней общей стоимостью, уплачиваемой
пользователями в 2013 г.
Литва: Снижение тарифов в 2014 году связано со снижением стоимости системных услуг (на 1.84
€/МВт·ч) и уменьшением сверхприбыли за предыдущие годы.
Нидерланды: Снижение тарифов преимущественно связано с расчетами за прошедшие периоды
(потери объемов, приобретение энергии и мощности).
Норвегия: Повышение фиксированных тарифов на выработку с 1 €/МВт·ч в 2013 г. до 1.4 €/МВт·ч
в 2014 г. Причиной является существенный уровень инвестиций за последующие 10-15 лет. Все
потребители должны вносить свой вклад в покрытие расходов.
Польша: Основные причины изменения цен за учетную единицу в 2013 и 2014 г.:
 Расходы, связанные с деятельностью ОМС: увеличение расходов ОМС из-за повышения
стоимости дополнительных услуг, приобретаемых ОМС.
 Прочие расходы, напрямую не связанные с деятельностью ОМС: увеличение невозвратных
расходов в 2014 г., рассчитанных национальным органом регулирования в соответствии с
действующими нормативными актами.
Португалия: Прочие расходы, напрямую не связанные с деятельностью ОМС: структура тарифа
исходя из уровня напряжения ежегодно публикуется законодательным органом. В 2013 году
расходы на сближение тарифов не взимались с потребителей сверхвысокого напряжения. В 2014
году это оказало влияние на уровне 2.17 €/МВт·ч.
Румыния: Общий счет за передачу (включая все виды деятельности) по сравнению с 2013 годом в
2014 году практически не изменился. Это явилось результатом (i) 12% повышения сбора,
напрямую связанного с передачей (что составляло 60% общего счета в 2013 г.) и (ii) 19%
уменьшения расходов, напрямую не связанных с передачей (что составляло 40% общего счета в
2013 г.).
Словения: Основные причины снижения цен в 2014 году по сравнению с 2013 годом:
 Расходы, связанные с деятельностью ОМС: основная причина – понижения стоимости системных
услуг.
 Прочие расходы, напрямую не связанные с деятельностью ОМС: основная причина – снижение
сборов на возобновляемые источники на 50%.
Швейцария: В результате принятия нескольких постановлений Федеральным верховным судом
Швейцарии, тарифы на дополнительные услуги, а также тарифы на использование сети выросли в
2014 году.
Тарифы на дополнительные услуги:
 В соответствии с постановлением Федерального верховного суда, расходы, ранее оплачиваемые
генерирующими компаниями, теперь подлежат возмещению. Таким образом, с 2014 года
Swissgrid взимает тарифы на дополнительные услуги с учетом указанных расходов.
Тарифы на использование сети:
 В соответствии с постановлением Федерального верховного суда, скидки в этой тарифной
категории, предусмотренные национальным регулирующим органом в предыдущие годы,
пересмотрены.
 Особые факторы: корректировка амортизации и износа, корректировка основ расчета (больше
элементов сети в соответствии с постановлениями суда).
23/51
Неофициальный перевод
13.
1.
2.
3.
4.
5.
6.
7.
8.
9.
10.
Приложения
Уровни напряжения, используемые операторами магистральных сетей
Сравнение цен на потери в сети
Сравнение цен на системные услуги
Тарифные зоны в странах, где предусмотрена географическая дифференциация тарифов
выработки и нагрузки
Прочие нормативные отчисления, прямо не связанные с деятельностью ОМС
Плата за первое подключение
Специальные тарифы
Разница в отношении к конечным пользователям и операторам распределительной системы
Реактивная энергия
Курсы валют
24/51
Неофициальный перевод
Приложение 1: Уровни напряжения, используемые операторами магистральных
сетей
Таблица A1. Уровни напряжения, используемые операторами магистральных сетей
% км
Австрия
Бельгия (Elia)
Босния и Герцеговина
Болгария (NEK)
Хорватия
Кипр
Чешская Республика (CEPS)
Дания (Energinet.dk)
Эстония (Elering)
Финляндия (Fingrid)
Франция (RTE)
Македония
Германия
Великобритания (NGT)
Греция (ADMIE)
Венгрия (Mavir)
Ирландия (EirGrid)
Исландия (Landsnet)
Италия (Terna)
Латвия (Augstsprieguma Tikls)
Литва (Litgrid)
Люксембург
Нидерланды (TenneT)
Северная Ирландия (SONI)
Норвегия (Statnett)
Польша (PSE Operator)
Португалия (REN)
Румыния (Transelectrica)
Сербия (EMS)
Словацкая Республика (SEPS)
Словения (Eles)
Испания (REE)
Швеция (Svenska K.)
Швейцария
400-380 кВ
35%
14%
14%
16% (+1% 750кВ)
17%
68%
28%
29%
31%
21%
28%
59%
59%
27%
61% (+6% 750кВ)
10%
0%
19%
24%
25%
28%
73%
40% (+1% 750кВ)
28%
55%
17%
68%
24%
49%
69%
27%
220 -150 кВ
48%
47%
24%
19%
16%
31%
48%
3%
16%
26%
41%
21%
72%
29%
29%
26%
81%
100%
72%
38%
58%
72%
45%
21%
29%
12%
45%
26%
73%
132-50 кВ
17%
38%
62%
64%
67%
100%
1%
24%
68%
52%
53%
72%
21%
0%
4%
61%
74%
76%
75%
62%
27%
1%
0%
62%
3%
65%
5%
5%
-
Примечания:
 Проценты рассчитаны как соотношение протяженности цепей в километрах по каждому уровню
напряжения и общей протяженностью цепей в километрах, обслуживаемых каждым ОМС.
 Значения округлены.
Примечания по странам:
 Дания: Примерно 6% от общей протяженности цепей, обслуживаемых компанией Energinet.dk – в
диапазоне от 380 до 220 кВ.
 Франция: Компания RTE обслуживает линии 45 кВ.
 Исландия: Примерно в 2% от общей протяженности цепей, обслуживаемых компанией Landsnet,
напряжение составляет 33 кВ (включены в диапазон 132-50 кВ).
 Латвия: Наивысший уровень напряжения, используемый латвийскими ОМС, составляет 330кВ.
 Нидерланды: Сети СВН в Нидерландах включают в себя 220/380кВ.
25/51
Неофициальный перевод

Швеция: Значение в последнем столбце соответствует постоянному току высокого напряжения
не на уровне 132-50 кВ.
Приложение 2: Сравнение цен на потери в сети
Таблица A.2. Сравнение цен на потери в сети
Потери
(€/МВт•ч)
СТРАНА
Хорватия
Дания
Эстония
Сербия
Ирландия
Северная Ирландия
Литва
Свыше 1
Босния и Герцеговина
Македония
Швеция
Словацкая Республика
Греция
Латвия
Финляндия
Польша
Франция
Чешская Республика
Германия
Румыния
Португалия
Швейцария
Бельгия
Испания
Менее 1
Австрия
Норвегия
Нидерланды
Исландия
Италия
Венгрия
Люксембург
Болгария
Кипр
Великобритания
Примечания:
 Учитывается базовый вариант (см. Раздел 2. Методики и гипотезы, рассмотренные в настоящем
обзоре ENTSO-E).
26/51
Неофициальный перевод
Примечания по странам:
 Босния и Герцеговина: Конечные потребители (через ответственных за поддержание баланса
субъектов) оплачивают в пользу поставщиков дополнительных услуг энергию для покрытия сетевых
потерь.
 Франция: Какое-либо особое отнесение расходов на потери к определенному тарифу отсутствует,
приведенные здесь значения имеют исключительно ориентировочный характер.
 Ирландия: Потери при передаче учитываются через рынок, однако исключительно для целей
сравнения в данные цифры были включены оценочные начисления.
 Италия: В Италии стоимость сетевых потерь возмещается через цену на энергию. Однако
исключительно для целей сравнения в данные цифры была включена оценочная стоимость.
 Нидерланды: Потери являются частью тарифа на передачу; приведенное значение является
исключительно оценочным.
 Португалия: Стоимость потерь не возмещается в составе регулируемого тарифа. Потери
возмещаются в цене на энергию. Цифры включены исключительно для целей сравнения.
 Словения: Потери включены в сбор за передачу, разделение отсутствует.
 Испания: Потери не включены в тариф на передачу в Испании, они возмещаются через
энергетический рынок. Здесь приведены цифры за 2013 год исключительно для целей сравнения.
27/51
Неофициальный перевод
Приложение 3: Сравнение цен на системные услуги
Таблица A.3. Сравнение цен на системные услуги
Системные услуги (€/МВт•ч)
СТРАНА
Ирландия
Кипр
Северная Ирландия
Словацкая Республика
Испания
свыше 3
Швейцария
Чешская Республика
Румыния
Венгрия
Италия
Бельгия
Польша
Македония
Германия
Великобритания
Хорватия
Люксембург
1<—<3
Португалия
Австрия
Литва
Болгария
Босния и Герцеговина
Нидерланды
Финляндия
Дания
0.5<—<1
Сербия
Франция
Греция
Норвегия
менее 0.5
Словения
Исландия
Швеция
Латвия
Эстония
28/51
Неофициальный перевод
Примечания:
 Учитывается базовый вариант (см. Раздел 2. Методики и гипотезы, рассмотренные в настоящем
обзоре ENTSO-E).
 Данные цифры относятся к системным услугам, приведенным в Таблице 4.1
Примечания по странам:
 Босния и Герцеговина: Конечные потребители оплачивают системные услуги напрямую
поставщикам дополнительных услуг. Поддержание баланса системы не входит в системные услуги.
 Франция: Какое-либо особое отнесение расходов на системные услуги к определенному тарифу
отсутствует, приведенные здесь значения имеют исключительно ориентировочный характер.
 Португалия: Стоимость системных услуг не возмещается в составе регулируемого тарифа.
Системные услуги оплачиваются в составе цены энергию. Цифры включены исключительно для
целей сравнения.
 Испания: Системные услуги не включены в тариф на передачу в Испании, они возмещаются через
энергетический рынок. Здесь приведены цифры за 2013 год исключительно для целей сравнения.
29/51
Неофициальный перевод
Приложение 4: Тарифные зоны в странах, где предусмотрена географическая
дифференциация тарифов выработки и нагрузки
Англия и Уэльс
Швеция
Северная зона: Северная Шотландия
Южная зона: Южная Англия
Ежегодный взнос за вход снижается линейно с
долготой, вплоть до 19 шведских крон за кВт на
юге. К плате за выход применяется обратный
принцип.
Ирландия
Высший вариант (A): производство расположено в Дублине (зона излишка)
Низший вариант (B): производство расположено в Донеголе (зона дефицита)
30/51
Неофициальный перевод
Норвегия
(Коэффициенты предельных потерь (MLF) Средний-2012-13)
Коэффициенты MLF симметричны, т.е. MLFвход = - MLFвыход
Коэффициенты MLF относятся к MLFвход
Энергетический компонент (€/МВт•ч) = Коэффициенты предельных потерь (%) × рыночная цена (€)
Румыния
7 Зон выработки
4G – наибольший тариф на выработку (зона излишка
выработки)
2G – наименьший тариф на выработку (зона
дефицита выработки)
8 Зон потребления
3L – наименьший тариф на потребление (зона
дефицита потребления)
1L – наибольший тариф на потребление (зона
излишка потребления)
31/51
Неофициальный перевод
Приложение 5: Прочие нормативные отчисления, прямо не связанные с
деятельностью ОМС
В некоторых странах ОМС обязаны возмещать расходы, напрямую не связанные с деятельностью ОМС,
однако взимаются в соответствии с национальными или региональными нормативными актами. Такие
расходы могут отличаться по объему, а операторы магистральных сетей возмещают их в составе своих
тарифов, либо при помощи специальных механизмов начислений.
В таблице приведены основные свойства начислений / расходов, прямо не связанных с деятельностью
ОМС, а также действующие механизмы начислений. Такие начисления / расходы включены в сравнение
с тарифами на передачу за учетную единицу.
Таблица A.5. Прочие нормативные отчисления, прямо не связанные с деятельностью ОМС
Страна
Австрия
Бельгия
Босния и
Герцеговина
Болгария
Прочие нормативные отчисления, прямо не связанные с деятельностью ОМС
Плательщик
Уровень
(потребитель (L),
начислений производитель
Описание
[€/МВт•ч] или (G), оператор
[€/МВт]
распределитель
ной сети (ОРС))
н.д.
6.45 €/МВт•ч
L
 Сбор на федеральный взнос. Однако для конечного потребителя: Потолок
в 250 тыс. € (+1.1%) за объект потребления и за год, нисходящая ставка по
траншам потребления, только при наличии секторального договора или
обязательства (Киото). Для неконечных потребителей (не ОРС) потолок
250 тыс. € (+0.1%) за тоску отбора и за год, нисходящая ставка
отсутствует.
 Сбор на финансирование подключения парка морских ветряных турбин
 Сбор на финансирование зеленых сертификатов (для конечного
потребителя: потолок 250 тыс. €, нисходящая ставка по траншам
потребления
только при наличии секторального договора или
обязательства (Киото)).
н.д.
8.39 €/МВт•ч
L
Хорватия
0.01 €/МВт•ч
L
Кипр
Чешская
Республика
н.д.
18.05 €/МВт•ч
0.28 €/МВт•ч
L
Дания
28.44 €/МВт•ч
L через ОРС
Плата за социальное обязательство
Цифры действительны до 1 июля 2014 г.
С 1 августа 2013 г. все начисления (налог на экологически чистую энергию,
налог на когенерацию, налог на невозвратные расходы) объединены в один
сбор – "плата за социальное обязательство" – уплачивается потребителями
на свободном рынке.
Для тарифных потребителей данные расходы включены в тариф на
электроэнергию.
Деятельность регулирующего органа: 0.01 €/МВт•ч (процент от доходов за
предыдущий год)
Поддержка энергии из возобновляемых источников, когенерации и энергии из
вторичных источников
Сбор на деятельность рыночного оператора и управления по регулированию в
области энергетики.
Данные платежи не взимаются ОМС, поскольку отсутствуют потребители,
напрямую подключенные к сети электропередачи. Начисления взимаются в
составе тарифов ОРС.
В 2014 г. тариф обязательств по обслуживанию населения ориентировочно
составит 27.86 €/МВт•ч. Этот тариф состоит из:
 Прямых субсидий на ВИЭ - 94%
 Косвенных субсидий на ВИЭ - 2%
 НИОКР на ВИЭ - 3%
 Различные гос. платежи и пр. Расходы - 1%
Тариф обязательств по обслуживанию населения в значительной степени
зависит от цен из-за льготных тарифов. Повышение расчетного тарифа по
сравнению с 2013 г. преимущественно связано с понижением форвардных цен
и увеличением объема субсидий.
Административные расходы в соответствии с датским законодательством
отнесены к системному тарифу (0.37 €/МВт•ч).
Платежи в пользу Управления по регулированию в сфере энергетики Дании и
32/51
Неофициальный перевод
Энергетического агентства Дании покрывают их административные расходы
(0.20 €/МВт•ч)
Эстония
Финляндия
н.д.
0.10€/МВт•ч
Франция
0.22 €/МВт•ч
Германия
Всего
0.84 €/МВт•ч
1-3.
Каждый 0.25
€/МВт•ч
4.
0.09 €/МВт•ч
Великобритания 0.39 €/МВт•ч
Греция
Венгрия
Исландия
Ирландия
Италия
Латвия
Литва
Люксембург
1.79 €/МВт•ч
4.14 €/МВт•ч
0.07 €/МВт•ч
н.д.
н.д.
н.д.
н.д.
н.д.
н.д.
1.25 €/МВт•ч
Пиковая нагрузочная способность обеспечивает бесперебойность поставок
электроэнергии в ситуациях, когда плановая закупка электроэнергии не
покрывает ожидаемое потребление. По законодательству компания Fingrid
обязана
регулировать
пиковую
нагрузочную
способность,
которая
финансируется отдельным сбором, основанном на использовании
высоковольтной сети электропередачи, данный сбор взимается с
потребителей электроэнергии. Величина сбора за пиковую нагрузку является
ориентировочным значением на 2014 г.
L/ОРС
Для базового варианта составляет 0.22 €/МВт•ч в 2014 г. В 2005 г. пенсионная
система работающих в газовой и электроэнергетической промышленности
была полностью реформирована. В отношении тарифа на передачу, он
подразумевал создание дополнительного тарифного взноса (Contribution
Tarifaire Additionnelle). Такой взнос начисляется на фиксированную часть
тарифа (компонент мощности тарифа на передачу). Все потребители
уплачивают взнос "CTA", который не покрывает расходы компании RTE.
Постановлением от 29/12/2005 установлено процентное соотношение,
применяемое к фиксированной части, на уровне 8.20% за деятельность,
связанную с передачей электроэнергии. Постановлением от 26/04/2013 г., с
01/05/2013 г. данное соотношение увеличивается до 10.14 %.
L
Применяется четыре различных типа начислений, напрямую не связанных с
деятельностью ОМС:
1. Дополнительное начисление за дополнительные расходы в соответствии с
законом Германии "Измененный Закон о содержании в исправности,
модернизации и развитии комбинированного производства тепловой и
электрической энергии" (KWK-G). Объем такого начисления составляет не
менее 0.25 €/МВт•ч и применяется к любым периодам использования и
уровням напряжения.
2. Дополнительное начисление за дополнительные расходы в соответствии с
§19 пункт 2 о льготах на сборы и индивидуальных тарифах Постановления
о сетевых тарифах в Германии (StromNEV). , Объем такого начисления
составляет не менее 0.25 €/МВт•ч и применяется к любым периодам
использования и уровням напряжения.
3. Дополнительное начисление, связанное с подключением морских
ветроэлектростанций к сети. В соответствии с законодательством
Германии (§ 17 f пункт 5 Закона Германии об энергетическом хозяйстве
(EnWG)), операторы магистральных сетей обязаны отражать в тарифах
компенсационные
выплаты
в
пользу
операторов
морских
ветроэлектростанций. Объем такого начисления составляет не менее 0.25
€/МВт•ч и применяется к любым периодам использования и уровням
напряжения.
4. Дополнительное начисление, связанное с Постановлением о договорах о
кратковременно отключаемой нагрузке (AbLaV). В соответствии с данным
постановлением, механизм распределения затрат применяется с
помощью надбавки на кратковременно отключаемые нагрузки. Объем
такого начисления составляет не менее 0.09 €/МВт•ч и применяется к
любым периодам использования и уровням напряжения.
L – разделение: Начисления, не связанные с деятельностью ОМС, включают в себя "Помощь
27% выработка и зонам с высокими расходами на распределение электроэнергии" (AAHEDC), а
73% потребление также Лицензионные платежи, совершаемые в пользу Службы по газовому и
электроэнергетическому рынкам передающими компаниями.
Целью программы AAHEDC является снижение расходов потребителей
электроэнергии в некоторых районах. В настоящее время, единственным
таким районом является северная часть Шотландии. Государственная
энергосистема получает сумму поддержки по программе, которая передается
соответствующему оператору распределительной системы в указанном
районе, компании "Scottish Hydro Electric Power Distribution Ltd." Это позволяет
сократить расходы на распределение.
L
Расходы, связанные с компенсацией агрегатов ВИЭ
L
Обязательства по обслуживанию населения
L
Расходы, связанные с Регулирующим органом
L/ОРС
L
Налог "Компенсационный фонд" (0.75 €/МВт•ч для потребителей > 65кВт)
позволяет стимулировать и субсидировать государственные проекты по
выработке
энергии
из
возобновляемых
источников
или
путем
комбинированного производства.
33/51
Неофициальный перевод
Македония
0.50 €/МВт•ч
Нидерланды
Северная
Ирландия
Норвегия
Польша
н.д.
н.д.
н.д.
1.77 €/МВт•ч
L/ОРС
L, ОРС
Португалия
0.34 €/МВт•ч
1.81 €/МВт•ч
4.15 €/МВт•ч
0.30 €/МВт•ч
2.17 €/МВт•ч
0.15 €/МВт•ч 0.72 €/МВт•ч
L
Румыния
3.94 €/МВт•ч
L
Сербия
0.02 €/МВт•ч
L/ОРС
Словацкая
Республика
Словения
н.д.
Испания
2.48 €/МВт•ч
0.13 €/МВт•ч
0.17 €/МВт•ч
0.13 €/МВт•ч
L
L
L
L
Налог "На электроэнергию" используется для финансирования "Страхования
зависимости" 0.50 €/МВт•ч (потребители категории B)*
0.10 €/МВт•ч (потребители категории C)**
* Потребители категории B: потребление > 25 МВт•ч, кроме отнесенных к
категории C
** Потребители категории C: потребление > 25 МВт•ч, электроэнергия
преимущественно используется для целей химического восстановления,
электролиза и металлургических процессах.
Оператор MEPSO обязан приобретать весь объем электроэнергии,
вырабатываемой из возобновляемых источников, после этого всех
соответствующие расходы включаются в тариф на передачу.
Невозвратные издержки, т.е. расходы, возникающие в результате
компенсаций производителям энергии за аннулирование долгосрочных
контрактов на сбыт электроэнергии, заключенных в прошлом с монопольным
покупателем. По условиям таких долгосрочных контрактов, производители
электроэнергии обязались модернизировать свое производственное
оборудование, приводя его в соответствии с экологическими стандартами.
Такие расходы возмещаются с помощью временных начислений в составе
Тарифа. Ставки рассчитываются Национальным регулирующим органом.
ОМС взимает с конечных пользователей, подключенных к сети
электропередачи, и ОРС с любым уровнем напряжения (тогда ОРС взимают
плату со своих конечных пользователей).
Земля гидроэлектростанций (Постановление министерства 301A/2013)
Бесперебойность поставок (Постановление министерства 215A/2013)
Доп. затраты на оставшиеся в действии Договора о закупке электроэнергии
(Постановление министерства 215B/2013)
Стимулирование экономного потребления (тарифный кодекс)
Расходы на сближение островного тарифа (Постановление министерства
13186A/2013)
Расходы Регулирующего органа (тарифный кодекс)
Плата за мощность (Постановление министерства 251/2012)
Система стимулирования когенерации
Разработанная правительством система поддержки, в соответствии с которой
конечные пользователи уплачивают отдельный нормативный сбор в
поддержку развития высокоэффективного комбинированного производства
тепловой и электрической энергии. Сбор с конечных пользователей поступает
к
поставщикам
энергии
и
передается
к
сертифицированным
теплоэлектростанциям через ОМС.
Сбор на деятельность Регулирующего органа.
В 2014 г. налог на энергию из возобновляемых источников повысился до
уровня 0.71 €/МВт•ч. Данный налог взимается ОМС в составе тарифа на
передачу (для потребителей, не заключивших Полный контракт на поставку)
либо самим Поставщиком (для потребителей, заключивших Полный контракт
на поставку). Данный налог передается Государственному поставщику,
имеющему право на приобретение энергии из возобновляемых источников. С
2014 года все конечные пользователи сети электропередачи в Сербии
заключают Полный контракт на поставку, а данный налог перестанет
взиматься с потребителей в составе платы за передачу
Помощь на развитие энергии из возобновляемых источников
Сбор на деятельность оператора рынка
Сбор на деятельность Регулирующего органа
Процент тарифа на доступ, взимаемый с потребителя, предназначенный
исключительно для финансирования следующих расходов:
Базовый вариант
% от тарифа
Вид расходов
начисления
на доступ
(€/МВт•ч)
Постоянные расходы:
• Расходы Национального органа
0.15
0.01
регулирования
Расходы на диверсификацию и
обеспечение бесперебойности
0.45
поставок:
0.02
0.001
 Ядерный мораторий
 2 часть ядерного топливного цикла
Надбавка за дефицит
1.96
0.10
[Постановление IET/107/2014]
34/51
Неофициальный перевод
Швеция
Швейцария
н.д.
4.08 €/МВт•ч
0.82 €/МВт•ч
L
L
Надбавка к расходам на передачу, предназначенная для покрытия расходов,
связанных с покрывающим расходы льготным сбором и надбавка за охрану вод
35/51
Неофициальный перевод
Приложение 6: Плата за первое подключение
Виды платы за подключение характеризуются расходами, учитываемыми при расчете конкретного вида
платы. Для целей настоящего Обзора, плата за первое подключение определяется как:
 Сверхповерхностная: все расходы обобщаются в составе тарифа, с подключающего предприятия
расходы не взимаются;
 Поверхностная: пользователи сети электропередачи платят за инфраструктурное подключение своих
установок к сети электропередачи (линии, кабели и прочее необходимое оборудование);
 Глубокая: поверхностная + все остальные усиления и расширения существующей сети, необходимые
для обеспечения подключения пользователя к сети.
В некоторых случаях правила начисления неточно отражают вышеуказанные определения, а находятся
между ними, поэтому в таблице они отмечены как сверхповерхностная / поверхностная, поверхностная /
глубокая и пр. с приведением соответствующих пояснений.
В таблице подытожены основные свойства действующих механизмов начисления платы за первое
подключение к сети электропередачи.
Таблица A.6. Плата за первое подключение
Страна
Тип платы (сверхповерхностная,
поверхностная, глубокая)
Австрия
сверхповерхностная /
поверхностная
Бельгия
поверхностная
Босния и
Герцеговина
поверхностная
Болгария
поверхностная
Хорватия
глубокая
Кипр
поверхностная
Чешская
Республика
поверхностная
Дания
Описание
Сверхповерхностная: по потреблению;
Плата за первое подключение: APG Австрия:
 Уровень сети 1 - 8.70 €/кВт
 Уровень сети 2 - 9.80 €/кВт
 Береговое: все обобщено, кроме всех установок между пользователем
сети и подстанцией, а также ячейкой подключения на подстанции.
 Морское: то же. Однако механизм поддержки предусматривает
дополнительную субсидию на подключение кабелей до 25 млн. €.
Плата зависит от фактических затрат.
Дифференциация затрат для производителей, потребителей и ОРС
отсутствует. Также отсутствует географическая дифференциация.
Пользователи платят за инфраструктурное подключение своих установок к
сети электропередачи, но усиление и расширение сети – ответственность
оператора сети электропередачи.
Все пользователи должны подать заявку на рассмотрение возможности
подключения. В случае удовлетворения заявки оператором сети, метод
подключение
оговаривается
в
контракте
на
предварительное
подключение. Пользователь обязан покрыть все расходы на
инфраструктуру вплоть до точки подключения. Дифференциация затрат
для производителей, потребителей и ОРС отсутствует. Также отсутствует
географическая дифференциация.
С 2014 года вид платы определяется как "глубокая" для производителей
энергии их возобновляемых источников, которые выходят на рынок со
свободно согласованными ценами. Это значит, что такие производители
энергии должны оплатить поверхностные расходы + расходы на усиление
и расширение сети.
Производители: платят за инфраструктурное подключение своих
установок к сети электропередачи и за расширение существующей сети.
Потребители: платят по формуле: NVN = СVN × P (мощность кВт × 1,350
хорватских кун = 176.8 €/кВт или фактические расходы, если разница
между формулой и фактическими расходами более/менее 20%.
При необходимости более глубокого усиления сети, оно включается в 10летний План развития сети. Расходы учитываются в плате за
использование энергосистемы (TUoS).
Плата за подключение – стандартная сумма, определяемая
Регулирующим органом, с дифференциацией для производителей и
потребителей:
 7.293 €/МВт за отбор энергии (нагрузка)
 18.232 €/МВт за подачу энергии (выработка).
Географическая дифференциация отсутствует.
сверхповерхностная – частично В некоторых случаях плата рассчитывается в условной точке, которая
поверхностная
может быть ближе к физической точке подключения.
36/51
Неофициальный перевод
Эстония
Финляндия
Франция
Германия
Великобритания
Греция
Венгрия
Исландия
Ирландия
Италия
Дифференциация затрат для производителей, потребителей и ОРС
отсутствует. Также отсутствует географическая дифференциация.
В большинстве случаев расходы взимаются в составе тарифов, в
остальных случаях – расходы пользователя сети зависят от фактических
затрат.
Плата рассчитывается исходя из фактических затрат.
Все установки подключения + все усиления сети, обусловленные
глубокая
подключением, включены в плату за подключение.
Дифференциация затрат для производителей, потребителей и ОРС
отсутствует. Также отсутствует географическая дифференциация.
Стандартная плата зависит от средних затрат на инфраструктуру
подключения.
поверхностная
Дифференциация затрат для производителей, потребителей и ОРС
отсутствует. Также отсутствует географическая дифференциация.
 Производители, потребители, ОРС: Подключение осуществляется на
ближайшей подстанции с необходимым уровнем напряжения, при
условии наличия технической возможности такого подключения.
Географическая дифференциация отсутствует, плата зависит от
поверхностная
фактических затрат. Производители платят 100% стоимости,
потребители платят 70% стоимости главного подключения.
 ВИЭ: Расходы на развитие сети, обусловленное интеграцией ВИЭ,
распределяются
на
региональном
уровне.
Географическая
дифференциация отсутствует, плата зависит от фактических затрат.
Плата рассчитывается исходя из фактических затрат.
Пользователи сети платят за собственную линию подключения и
поверхностная подстанцию. Общие усиления сети включены в состав тарифов.
сверхповерхностная
Дифференциация затрат для производителей, потребителей и ОРС
отсутствует.
Применимо к производителям и потребителям и означает, что плата за
подключение относится только к стоимости активов, установленных и
сверхповерхностная /
подлежащих использованию отдельным пользователем. Все остальные
поверхностная
активы разделены, а их стоимость включена в более широкий в
географическом аспекте тариф на передачу.
Пользователи платят за инфраструктурное подключение своих установок к
сети электропередачи.
Плата включает в себя проведение исследований, проверку материалов,
расходы на строительство, надзор и доставку.
поверхностная
Расходы зависят от расстояния или уровня напряжения, они
дифференцируются в соответствии с географическим положением
установки (например, морфология грунта), а также с другими проектными
требованиями.
Плата рассчитывается исходя из фактических затрат.
Установка нового подключения для производителя электроэнергии
подразумевает максимум 100% капитальных затрат, для отдельного
потребителя - 70% или 1 млн. венгерских форинтов / МВ·А (3.368 € / МВ·А,
обменный курс: 296.91 HUF/€), в зависимости от того, какая из величин
больше. Группа производителей и/или потребителей оплачивают новое
поверхностная/глубокая
подключение пропорционально.
Если производитель заявил о том, что при выработке электроэнергии в
течение года им было использовано не менее 70% возобновляемых
источников, такой производитель оплачивает лишь 70% капитальных
затрат, а если такое значение не менее 90%, то такой производитель
оплачивается лишь 50% капитальных затрат.
Географическая дифференциация отсутствует.
Плата рассчитывается исходя из фактических затрат и вносится
поверхностная / глубокая
производителем (G).
В Ирландии и Северной Ирландии используется комплексный полуглубокий подход к расчету платы. Все подключаемые объекты платят за
Полу-глубокая / географический
подключение к системе (с применением методики Минимальной
принцип
взимаемой платы) и за определенную часть глубоких активов системы по
географическому
принципу.
Потребители
оплачивают
50%,
а
производители - 100% распределенных расходов.
Подключение производственных предприятий – производителей.
При первом запросе заявители оплачивают в пользу компании Terna
фиксированный авансовый платеж в сумме 2500 € для получения общей
оценки возможности подключения. После получения разрешения,
заявители оплачиваются в пользу компании Terna сумму 2500 €+ 0.5 €/кВт
поверхностная
(макс. 50000 €) за разработку более подробного проекта. Пользователь
сети несет расходы на строительство установки подключения к сети, а
также за свою линию подключения. Усовершенствования в сети NTG
включены в состав тарифа.
Подключение агрегатов потребителей - L
Заявители уплачивают в пользу компании Terna плату за подключение в
37/51
Неофициальный перевод
Латвия
глубокая
Литва
глубокая
Люксембург
поверхностная
Македония
глубокая
Нидерланды
поверхностная
Северная
Ирландия
поверхностная
Норвегия
сверхповерхностная
Польша
поверхностная
размере 50% от расходов на строительство установки подключения к сети,
включая затраты на материалы, рабочую силу и накладные расходы,
принятые равными 20% от указанных сумм.
Подключение ОРС
ОРС/ОМС, осуществляющий строительство установки подключения,
возмещает связанные с этим затраты в составе тарифа.
Пользователи сети осуществляют строительство собственной линии
подключения. Все оборудование, необходимое для подключения и
усиления сети, включено в плату за подключение.
Производитель (G) всегда должен компенсировать 100% платы за новое
подключение.
ОРС всегда должен компенсировать 100% платы за новое подключение.
За нагрузку, увеличивающую нагрузку существующих подключений, ОРС
должен компенсировать плату за подключение пропорционально
увеличению нагрузки.
Потребитель (L) должен компенсировать 100% платы за новое
подключение и должен компенсировать увеличение существующей
нагрузки пропорционально ее увеличению, кроме потребителей с особым
статусом
подключения,
присвоенным
Национальным
органом
регулирования
(Регламент
особого
подключения
к
системе
электропередачи).
Особое подключение к системе электропередачи определяется Кабинетом
министров. Если потребитель имеет статус особого подключения, тогда
компенсационные выплаты со стороны потребителя:
 66% при нагрузке >50МВт и потреблении >100000МВт•ч в течение
следующих двух лет;
 33% при нагрузке >75МВт и потреблении >150000МВт•ч в течение
следующих двух лет;
 0% при нагрузке >100МВт и потреблении >200000МВт•ч в течение
следующих двух лет.
Остальные расходы компенсируются со стороны ОМС.
Географическая дифференциация отсутствует.
Плата рассчитывается исходя из фактических затрат.
Плата рассчитывается исходя из фактических затрат.
100% всех расходов на подключение, исключение – для производителей
энергии из возобновляемых источников - 40% от всех расходов на
подключение.
Географическая дифференциация отсутствует.
Пользователи сети (потребители, производители и ОРС) оплачивают
фактические расходы, связанные с установкой собственной линии
подключения и подстанции.
Расходы по усилению сети взимаются в составе тарифов.
Пользователи сети оплачивают мелкие расходы, а также все усиления и
расширения существующей сети, необходимые для обеспечения
подключения пользователя к сети.
Разница между платежами различных пользователей отсутствует: Плата
за первое подключение к сети одинакова для всех категорий
пользователей.
Плата рассчитывается исходя из фактических затрат. Кроме того, плата
взимается с целью обслуживания или замены подключения.
Тарифная система в Нидерландах не различает производителей,
потребителей и ОРС. Фактическая плата за подключение взимается для
подключения к сети.
Географическая дифференциация отсутствует.
Потребители и производители мощности свыше 1МВт оплачивают 100%
поверхностных расходов на подключение. Стоимость подключения
основана на стоимости выработки или на фиксированном курсе.
Плата рассчитывается исходя из фактических затрат.
Дифференциация затрат для производителей, потребителей и ОРС
отсутствует. Географическая дифференциация отсутствует.
Плата за первое подключение взимается норвежскими ОМС крайне редко,
однако ОМС вправе взимать такую плату при условии соблюдения
определенных условий.
Предприятие, планирующее подключиться к сети, оплачивает все расходы
на строительство площадки подключения, которые включают в себя
установку прямой линии, расширение или модернизацию подстанции (при
необходимости), на которой будет осуществлено подключение. Усиление
и доработка существующей сети осуществляется ОМС. Плата за
подключение:
 Конечные
потребители
(нагрузка)
платят
25%
от
общих
капиталовложений.
 Установки ВИЭ установленной мощностью <=5МВт платят 50% от
общих капиталовложений.
38/51
Неофициальный перевод

Португалия
G, L: поверхностная
ОРС: сверхповерхностная
Румыния
поверхностная - глубокая
Сербия
поверхностная/глубокая
Словацкая
Республика
частично глубокая
Словения
поверхностная
Испания
поверхностная
Швеция
глубокая
ТЭЦ установленной мощностью <=1МВт платят 50% от общих
капиталовложений.
Прочие генерирующие и распределительные компании платят 100% от
общих капиталовложений.
Установки ВИЭ установленной мощностью <=40 кВ не платят за
подключение.
Любой пользователь сети, будь то производитель (G) или потребитель
энергии (L), обязан оплачивать стоимость инфраструктуры, необходимой
для подключения своей установки к сети электропередачи, но работы по
внутреннему усилению и расширению сети – ответственность ОМС.
Подключение осуществляется на ближайшей подстанции с доступной
мощностью и при наличии технической возможности для такого
подключения. Для производителей доступные мощности сети определены
в Национальном плане развития, а также в ежегодно публикуемом
документе "Характеристика сети" в соответствии с Законом №215A и
215B/2012 от 8 октября.
После постройки объекты подключения (линии, кабели, оборудование
подстанций и пр.) интегрируется в состав основных средств ОМС; таким
образом, ОМС несет ответственность за расходы на их эксплуатацию и
техническое обслуживание.
В отношении нужд ОРС по усилению сети (в Португалии она одна) – все
расходы возмещаются в составе тарифа.
Плата рассчитывается исходя из фактических затрат. Географическая
дифференциация отсутствует.
Инфраструктура
подключения:
Подключаемое
предприятие
(производитель или потребитель) платит за оборудование, необходимое
для подключения установки к сети электропередач.
Усиление до точки подключения: Расходы, связанные с усилением сети до
точки подключения, необходимые для безопасного подключения новых
пользователей (производителей / потребителей):
 Распределяются между оператором сети и производителями энергии,
подключающимися к сети;
 Не оплачиваются оператором при подключении к сети новых
потребителей.
Поверхностная: Генерирующие и распределительные компании платят за
линии подключения, отвечающие критериям безопасности (в большинстве
случаев – строительство врезного подключения в направлении
существующей линии), и за подстанцию.
Глубокая: Промышленные потребители, в дополнение к линиям
подключения
и
подстанциям,
платят
сбор
за
подключение,
предназначенный для дальнейшего развития сети. Сбор за подключение
составляет: 16030 € за утвержденную мощность в МВт для уровня
напряжения 110кВ, 20360 € за утвержденную мощность в МВт для уровня
напряжения 220кВ.
Примечание: Обычно в сети 110 кВ пользователи оставляют в своей
собственности подстанции 110/x кВ.
Распределительные компании платят 40% фактических затрат на
подключение.
Непосредственные потребители, подключенные через ОМС, платят 100%
фактических затрат на подключение.
Потребители (L): оплачивают расходы на первое подключение за всю
потребленную мощность.
Производители (G): оплачивают расходы на первое подключение за
фактически потребленную мощность.
ОРС: Не оплачивают расходы на первое подключение.
Географическая дифференциация отсутствует.
В случаях, когда расходы, подлежащие оплате пользователем,
несоразмерны, такие расходы рассчитываются в соответствии с Законом
об энергетике.
Инициатор подключения (производитель или потребитель) платит за
инфраструктуру, подлежащую подключению к сети электропередачи. Все
усиления, необходимые в результате такого подключения, включены в
Национальное планирование и, таким образом, включены в тарифы.
Производители и потребители, подключающиеся к сети, оплачивают
связанные с этим расходы (линии, подстанции и пр.). Если усиление сети,
связанное с таким подключением, имеет положительное влияние на
существующую сеть, оно может быть покрыто в соответствующей степени.
Каждое первое подключение анализируется индивидуально с целью
принятия решения о его обобществлении в той или иной мере.
Швейцария
Методика расчета платы за подключение еще не определена.
39/51
Неофициальный перевод
Приложение 7: Специальные тарифы
В некоторых странах могут существовать специальные тарифные предписания, например:
 Специальные тарифные предписания за низкое потребление (энергопредприятия или собственные
производственные мощности после точки подключения, второе подключение используется в
чрезвычайных ситуациях, для насосных станций и т.п.);
 Специальные тарифные предписания за высокое потребление (например, свыше 100 ГВт в год);
 Специальные тарифные предписания для пользователей, точки подключения которых отвечают
определенным техническим критериям;
 Специальные тарифные предписания для групп пользователей (например, коммунальные
предприятия, армия и пр.).
В таблице подытожены различные правила начисления, тарифные предписания и освобождения от
выполнения "стандартных" правил, применяемые ОМС для определенных групп пользователей сети.
Таблица A.7. Специальные тарифы
Страна
Австрия
Специальные тарифные предписания
Босния и Герцеговина
Для гидроаккумулирования: Плата за пользование сетью для гидроаккумулирующих электростанций
во всех зонах сети:
 Энергия: 0.070 центов/кВт·ч
 Мощность: 100.00 центов/кВт
Пользователи с местным производственным узлом (отбор и подача в одной и той же точке доступа)
могут оплачивать специальную годовую абонентскую плату максимум за 75 МВт, которая дает 30%
скидку. Такая абонентская плата применяется максимум к 1000 часам в год.
Для железнодорожной компании цена на заявленную мощность снижена на 7%.
Нет
Болгария
Нет
Хорватия
Нет
Кипр
Нет
Чешская Республика
Эстония
Специальные тарифные предписания отсутствуют.
Только сниженная цена на системные услуги для так называемых "местных потребителей" –
электроэнергия вырабатывается и потребляется вне ОМС или региональных ОРС (1.63 €/МВт•ч).
1. Для сетевых генерирующих компаний с чистыми расчетами, применяется скорректированная
расчетная база, учитывающая тот факт, что генерирующие предприятия не должны платить
сетевой или системный тариф за часть своего потребления, покрываемого энергией собственной
выработки.
2. Потребители с собственными трансформаторами 132 кВ и расчетами по 132 кВ стороне платят
сниженный сетевой тариф.
3. Сниженный тариф по обязательствам по обслуживанию населения используется для
энергопредприятий в части их потребления, покрываемого энергией собственной выработки. Такая
скидка соответствует расходам, связанным с субсидиями на энергетику из возобновляемых
источников и ТЭЦ.
4. Для пользователей, потребляющих свыше 100 ГВт·ч/год в каждой точке потребления,
используется сниженный тариф по обязательствам по обслуживанию населения в части их
потребления, превышающего 100 ГВт·ч/год в каждой точке потребления. Такая скидка
соответствует расходам, связанным с субсидиями и расходам на поддержание баланса,
связанным с энергетикой из возобновляемых источников.
Нет
Финляндия
Нет
Франция


Бельгия
Дания

Специальный тариф на второе подключение, используемое в чрезвычайных ситуациях.
Специальный тариф для предприятий с несколькими филиалами. Такой тариф учитывает
уникальный виртуальный объект, суммируя всю нагрузку всех объектов, и рассчитывая ежегодный
платеж, пропорциональный протяженности сети, необходимой для подключения всех объектов.
ОРС, напрямую подключенный к наиболее низкому уровню напряжения на трансформаторе,
который принадлежит ОМС, может использовать тариф для наивысшего уровня напряжения на
40/51
Неофициальный перевод



Германия





Великобритания


таком трансформаторе.
ОРС, владеющий линиями того же напряжения, что и линии ОМС, к которым он подключен,
получает скидку.
При существенном понижении фактической температуры по сравнению со средними
температурными значениями, ОРС вправе воспользоваться скидкой из-за перерасхода мощности.
Периодический плановый перерасход договорной мощности: летом потребитель может
воспользоваться скидкой со своего тарифа в течение 2 недель при условии заблаговременного
уведомления ОМС об этом.
Ежемесячная цена на мощность: для конечных потребителей с временным потреблением высокой
мощности и очевидным низким потреблением или отсутствием потребления во все оставшееся
время, вместо годовой цены на компонент мощности предлагается уплачивать ежемесячную цену.
Индивидуальный тариф: для конечных пользователей, пиковая нагрузка у которых случается в
периоды времени, отличные от времени подачи максимальной мощности в сеть, предлагается
индивидуальный тариф. Такой индивидуальный тариф должен быть не ниже 20% от публикуемого
стандартного тарифа.
Скидка на плату за пользование сетью: для энергоемких потребителей (обычно предприятия
тяжелой промышленности), потребление которыми превышает 7000 часов при полной нагрузке в
год и 10ГВт предусмотрена скидка. В зависимости от количества часов работы при полной
нагрузке, плата за пользование сетью должна быть не менее 10, 15 или 20% от обычной платы.
Освобождение от платы за пользование сетью: для гидроаккумулирующих электростанций
возможно освобождение от платы за пользование сетью в течение 10 лет, если объем
аккумулируемой энергии возрос как минимум на 5%.
Соглашение о предоставлении индивидуальных тарифов или об освобождении от платы за
пользование сетью подлежит утверждению регулирующим органом.
Скидка для предприятий малой энергетики: скидка 0.233 €/кВт с тарифа на выработку и скидка
0.324 €/МВт•ч с платы за энергию для энергопредприятий мощностью менее 100МВт.
Специальный тариф в помощь зонам с высокими расходами на распределение электроэнергии
позволяет покрыть сумму помощи, которая передается распределительной компании в
определенном регионе с высокими затратами на распределение: 0.228 €/МВт•ч.
Греция
Нет
Венгрия
Нет
Исландия
Кратковременно отключаемая нагрузка (отключаемая передача)
Если период пользования у конечного потребителя превышает 4500 ч/год как минимум в течение
полного календарного года, взимается плата за энергию в размере 2.40 €/МВт•ч. Если же период
использования менее 4500 ч/год в течение двух календарных лет подряд, то взимается плата в
размере 6.31 €/МВт•ч. Время использования сети новыми конечными пользователями рассчитывается
в конце первого календарного года подключения. До этого момента взимается плата за мощность в
размере 6.31 €/МВт•ч.
Плата за мощность с пользователей отключаемой нагрузки не взимается, кроме того, предоставляется
скидка 17% с платы за дополнительные услуги.
Скидка за номинальное напряжение
Предоставляется скидка 5% с платы за мощность и энергию, если электроэнергия подается
распределительным компаниям с номинальным напряжением свыше 66 кВ.
Скидка на плату за доставку.
Скидка предоставляется с платы за доставку, если максимальная мощность разгрузки составляет:
 В диапазоне 3.0 - 6.0 МВт – скидка составляет 40%.
 В диапазоне 1.0 - 3.0 МВт скидка составляет 70 %.
Ирландия
Италия
Латвия
Литва
Скидка на плату за доставку для ОРС
Операторы распределительной системы платят разгрузочную плату за электроэнергию, выработанную
на станциях, подключенных к Landsnet через распределительную систему, следующим образом:
 За энергию, выработанную электростанциями мощностью ниже 1.42 МВт, разгрузочная плата не
взимается.
 За энергию, выработанную электростанциями мощностью от 1.42 до 3.1 МВт, разгрузочная плата
не взимается по нижнему пределу диапазона, однако размер платы увеличивается
пропорционально до 60% от полной суммы разгрузочной платы на верхнем пределе диапазона.
 За энергию, выработанную электростанциями мощностью от 3.1 до 10 МВт, взимается плата в
размере 60% от полной суммы разгрузочной платы.
Энергопредприятия оплачивают мощность исходя из стоимости пользования сетью за большую из
следующих величин: договорная максимальная импортная мощность или договорная максимальная
экспортная мощность, но не за обе одновременно.
Отбор энергии для оказания дополнительных услуг генерирующими предприятиями и для нужд
гидроаккумулирующих электростанций освобождается от платы за передачу и распределение.
Нет
Нулевой тариф для гидроаккумулирующих электростанций (в режиме гидроаккумулирования).
Нулевой тариф на системные услуги для сетевых потерь ОРС.
41/51
Неофициальный перевод
Люксембург
Македония
Нидерланды
Северная Ирландия
Норвегия
Распределительные компании не платят сдвоенный
одновременности, связанного с пиками мощности в сети.
Нет
тариф
с
учетом
их
коэффициента
Льготный тариф используется для резервного подключения, время использования которого
составляет менее 600 ч/год. Потребители, поддерживающие стабильность системы, могут получить
скидку за объем.
Нет
Отключаемая нагрузка
Предлагаются специальные тарифы на отключаемую нагрузку в соответствии с договорами. Тарифы
составляют от 5% до 75% от стандартного тарифа на потребление, в зависимости от типа договора.
Энергоемкая промышленность
Нагрузка свыше 15 МВт и время использования свыше 7000 часов дает право на получение льготного
тарифа. По сравнению со стандартным тарифом, скидка составляет примерно 50%.
Польша
Конечный пользователь вправе платить 10% от платы за качество, если в течение предыдущего года
такой пользователь удовлетворял следующим техническим и экономическим условиям:
 Годовое потребление – не менее 400 ГВт·ч,
 Использование договорной мощности – не менее 50%,
 Общие расходы, связанные с электроэнергией (приобретение и транспортировка) составили не
менее 15% от общей суммы производственных затрат.
Конечный пользователь вправе платить 27% переходной платы (с покрытием невозвратных расходов),
если в течение предыдущего года такой пользователь удовлетворял следующим техническим и
экономическим условиям:
 Годовое потребление – не менее 400 ГВт·ч,
 Использование договорной мощности – не менее 60%,
 Общие расходы, связанные с электроэнергией (приобретение и транспортировка) составили не
менее 15% от общей стоимости произведенной продукции.
Объекты хранения, подключенные к сети электропередачи, считаются производителями
электроэнергии (в целом), и, так же как и прочие энергопредприятия не платят за передачу
электроэнергии.
Португалия
Социальный тариф для слабозащищенных потребителей (внутренние потребители с договорной
мощностью менее 4.6 кВ·А, имеющие доход на цели социальной интеграции, инвалиды и получающие
социальную пенсию по возрасту). В 2014 году им предоставляется скидка 0.40 €/кВ·А на
фиксированный период.
Объекты хранения: тарифы на доступ к сети не применяются к потреблению гидроаккумулирующих
электростанций.
Румыния
Освобождение от платы за пользование сетью для предприятий малой энергетики (плата за подачу
энергии для производителей установленной мощностью до 5МВт не взимается).
Сербия
Для железных дорог плата за мощность взимается исходя из общего максимального потребления, а не
максимального потребления с одной подстанции. Гидроаккумулирующие электростанции не платят
тариф за передачу потребляемой ими нагрузки. Дополнительные поставки производителей
оплачиваются по тарифу за передачу только в их активной части.
Словацкая Республика Потребители, подключенные напрямую к системе электропередач, в 2014 году платят:
 Тариф за системные услуги, сниженный на 95%, если использование ими договорной мощности в
2012 году превысило 6800 часов (среднее использование договорной мощности – не менее
77.63%), а постоянное отклонение от расчетных значений – менее 0.025.
 Тариф на доступ к системе электропередачи и ее управление:
 Скидка 30%, если максимальная договорная мощность в 2014 г. превысит 200 МВт, а энергия,
переданная через систему электропередачи в 2012 г., превысила 1 ТВт·ч,
 Скидка 50%, если максимальная договорная мощность в 2014 г. превысит 250 МВт, а энергия,
переданная через систему электропередачи в 2012 г., превысила 2 ТВт·ч,
 Скидка 70%, если максимальная договорная мощность в 2014 г. превысит 350 МВт, а энергия,
переданная через систему электропередачи в 2012 г., превысила 2.5 ТВт·ч.
Словения
Нет
Испания
Специальный тариф на доступ к сети (€) для гидроаккумулирующих электростанций. Данный тариф
равен стандартному тарифу на доступ для производителей (0.5 €/МВт•ч), помноженный на
поправочный коэффициент (МВт•ч), который учитывает выработку электроэнергии и потребление
энергии в процессе гидроаккумулирования:
Тариф на доступ для гидроаккумулирующей системы = тариф на доступ для производителей × [Ept+(Eb×(1-r))]
Швеция
Где Ept – общая выработка энергии, поданной в систему;
Eb – энергия, потребленная в ходе гидроаккумулирования для исключительного использования при
выработке электроэнергии;
r – эффективность гидроаккумулирующей электростанции, с принятым значением 0.7.
[Дополнение 2 к Закону 1544/2011]
Нет
42/51
Неофициальный перевод
Швейцария
Общий тариф на дополнительные услуги для операторов коммерческих линий: 0.05 центов/кВт·ч
(стандартный тариф: 0.52 центов/кВт·ч).
Объекты хранения, подключенные к сети электропередачи, считаются производителями
электроэнергии (в целом), и, так же как и прочие энергопредприятия не платят за передачу
электроэнергии.
Приложение 8: Разница в отношении к конечным пользователям и операторам
распределительной системы
С точки зрения операторов магистральных сетей, как операторы распределительной системы, так и конечные
потребители являются Нагрузкой (L).
Тем не менее, для конечных пользователей и ОРС могут применяться различные тарифы, процедуры расчета
начислений или правила расчетов. Обоснованием для такой разницы в отношении может являться объем нагрузки,
потребляемой тем или иным пользователем сети, количество точек подключения к сети электропередачи
(одновременный отбор мощности), условия конфигурации сети, а также схема сотрудничества ОРС и ОМС
(зачастую сеть ОРС выполняет функцию подводящей сети).
В таблице подытожены основные характеристики различных механизмов взимания платы и отношения к конечным
пользователям и операторам распределительной системы со стороны ОМС.
Таблица A.8. Разница в отношении к конечным пользователям и операторам распределительной
системы
Разница в отношении к конечным пользователям и операторам
распределительной системы
Страна
Австрия
Нет
Бельгия
Тарифы для ОРС по изученным уровням напряжения отсутствуют.
Разница в общей плате,
применимой для
базового варианта (%)
Босния и Герцеговина Нет
Болгария
Нет
Хорватия
Кипр
ОМС взимает плату за передачу с квалифицированных потребителей
непосредственно в сети ОМС. Для потребителей, напрямую не
подключенных к сети ОМС, плата за передачу электроэнергии взимается
ОРС и передается в адрес ОМС.
Нет
Чешская Республика
Нет
Дания
ОМС напрямую не взимает плату с потребителя. Плата взимается ОРС.
Эстония
Нет
Финляндия
Нет
Франция



ОРС, напрямую подключенный к наиболее низкому уровню напряжения
на трансформаторе, который принадлежит ОМС, может использовать
тариф для наивысшего уровня напряжения на таком трансформаторе.
ОРС, владеющий линиями того же напряжения, что и линии ОМС, к
которым он подключен, получает скидку.
При существенном понижении фактической температуры по сравнению
со средними температурными значениями, ОРС вправе воспользоваться
скидкой из-за перерасхода мощности.
Германия
Нет
Великобритания
Нет
Греция
В настоящее время ADMIE взимает плату не с конечных потребителей, а с
представителей со стороны нагрузки. Такие представители взимают плату с
конечных потребителей, подключенных к сети электропередач.
Тариф на передачу и эксплуатацию системы регулируется в зависимости от
типа потребителя.
Распределительные компании платят MAVIR более высокий тариф. Доход
ОМС от дополнительной части уплачивается в составе другой суммы,
которая рассчитывается с определенным процентным соотношением по
решению Регулирующего органа (HEO) – для распределительных компаний.
Таким образом:
 Плата за передачу и эксплуатацию системы квалифицированным
потребителем составляет 4.15 €/МВт•ч,
 Плата за передачу и эксплуатацию системы распределительной
Венгрия
н.д.
н.д.
139%
от
тарифа
на
передачу и эксплуатацию
системы,
по
обоим
элементам
75,9% до скидки
43/51
Неофициальный перевод
Исландия
компанией составляет 9.83 €/МВт•ч.
Доход от положительной разницы в плате за передачу и эксплуатацию
системы возвращается распределительным компаниям в процентах в виде
скидки с 2010 г. Расчет: [(подача /кВт·ч/ × 567.5 c €) * (n1+n2+n3+... %)],
где Σn = 100%
Плата за дополнительные услуги одинакова для всех компаний.
Нет
Ирландия
Нет
Италия
Латвия
В
Италии
распределительные
компании
выписывают
конечным
пользователям счет за компонент передачи TRAS, дифференцированный в
соответствии с уровнем напряжения в сети, учитывая потери, и
выплачивают в пользу Terna CTR (инфраструктурный компонент тарифа на
передачу) за отбор энергии из национальной сети NTG. Остальные
компоненты тарифа пользователи платят напрямую Terna.
Нет
Литва
Нет
Люксембург
Македония
Распределительные компании платят тариф с учетом их коэффициента
одновременности, связанного с пиками мощности в сети.
Нет
Нидерланды
Нет
Северная Ирландия
Нет
Норвегия
Нет
Польша
Дифференциация
между
конечными
пользователями
и
распределительными компаниям отсутствует. Вместо этого применяется
дифференциация в зависимости от типа точки поставки. Предусмотрено две
ставки на доступ к сети электропередачи: одна – "конечная" точка доставки
(место подключения конечного потребителя), вторая – "сетевая" точка
доставки (точка доставки ОРС с более чем одной точкой доставки, при этом
такие точки доставки являются узлами замкнутой распределительной сети
110 кВ).
В конечной точке доставке договорная мощность резервируется и в случае
ее превышения взимается дополнительная плата, в сетевой точке доставки
договорная мощность определяется исходя из фактических потоков
энергии, в случае превышения дополнительная плата не взимается.
Нет
ОМС взимает с распределительных компаний плату за всю поставленную
энергию, а распределительные компании взимают плату с потребителей,
подключенных к сети электропередачи.
Нет. Как для конечных пользователей, так и для распределительных
компаний предусмотрена одна схема ценообразования.
ОРС платят в пользу ОМС только за часть общей энергии, отобранной из
сети ОМС и соответствующей потерям при распределении.
ОМС взимает плату за выработку и потребление с подключенных к сети
пользователей и несетевых предприятий:
 Плата за выработку: производители (подключенные к ОМС и
подключенные к сетям ОРС).
 Плата за потребление:
 Потребители, подключенные к сети ОМС,
 ОРС (только за часть общей энергии, отобранной из сети ОМС и
соответствующей потерям при распределении),
 Энергосбытовые компании (за энергию, отобранную из
распределительных сетей конечными пользователями).
Нет
Португалия
Румыния
Сербия
Словацкая
Республика
Словения
Нет
Испания
Нет
Швеция
Нет
Швейцария
Нет
н.д.
н.д.
Общая плата (без учета
невозвратных
расходов)
для
пользователей,
подключенных в "конечной"
точке доставки, составляет
66%
от
суммы
уплачиваемой
ОРС
в
"сетевых" точках.
Нет
44/51
Неофициальный перевод
Приложение 9: Реактивная энергия
В некоторых странах взимается плата за реактивную энергию.
Тарифные ставки взимаются за каждый МВар·ч измеренной реактивной энергии или только при
определенных условиях.
Существует две модели расчета начислений за реактивную энергию:


Реактивный тариф: стандартная тарифная ставка применяется к каждому МВар·ч произведенной
и/или потребленной реактивной энергии.
Пеня: Произведенная и/или потребленная реактивная энергия оплачивается только при
определенных условиях, например: избыток отобранной или поданной энергии в течение
определенного периода, либо чрезмерные уровни cos φ или tg φ.
В таблице подытожены основные характеристик механизмов расчета начислений за реактивную
энергию, используемых ОМС для пользователей, подключенных к сети электропередачи.
Таблица A.9. Реактивная энергия
Страна
Австрия
Реактивный
тариф (да/нет)
нет
Пеня
(да/нет)
нет
Количество / условия применения


Бельгия
нет
да

Системный оператор Elia обеспечивает поставки реактивной энергии
каждые 15 минут, которые превышают tg φ =0.329 по каждой точке
отбора. Это приводит к возникновению дополнительных поставок
реактивной энергии в соответствии со статьей 209 §4 и §5 Технического
кодекса. Это является соотношением времени суток и реактивного
режима определенного потребителя.
В случае отсутствия ежеквартального превышения отбора реактивной
энергии, 10% от действующей абонентской платы в каждой точке
дополнительной поставки реактивной энергии определяется как
превышение на 32.9% от 10% от действующей абонентской платы в
данной точке.
В случаях, когда емкостная реактивная мощность потребителя,
находящегося в режиме отбора, не превышает следующие предельные
значения, то пеня за дополнительную поставку реактивной энергии
составляет 0 €/МВар·ч.
Предельные значения емкостной
реактивной энергии (МВар)
400-380
9
220-150
9
132-50
2.5
Тариф на избыточный отбор реактивной энергии оплачивается
квалифицированными
потребителями,
подключенными
к
сети
электропередачи. Тариф составляет 5.56 €/МВар·ч.
Избыточный отбор реактивной энергии представляет собой положительную
разницу между измеренной реактивной мощностью и реактивной
мощностью, соответствующей коэффициенту мощности cos φ = 0.95, т.е.
реактивная мощность превышает 33% от отбираемой активной мощности.
Тариф взимается с пользователей, подключенная мощность которых
составляет > 100 кВт в случаях, когда они отбирают электроэнергию из сети
и у распределительных компаний.
Расчет количества потребляемой реактивной мощности, за которую
взимается тариф, производится по следующей формуле:
Уровень напряжения (кВ)
Босния и
Герцеговина
Болгария
да
да
нет
нет
Erp = Erпотребленная — 0.49 Eaпотребленная
Где:

Erp: количество реактивной мощности, за которую взимается тариф.

Erпотребленная:
количество
реактивной
мощности,
потребленной
пользователем.

0.49: коэффициент, соответствующий cos φ = 0.9

Eaпотребленная:
количество
активной
мощности,
потребленной
пользователем.
Тариф на потребленную реактивную мощность составляет 10% от базовой
оптовой цены на активную мощность.
45/51
Неофициальный перевод
Хорватия
да
нет
Кипр
Чешская
Республика
Дания
нет
нет
нет
нет
нет
нет
Эстония
да
нет
Финляндия
нет
да
Франция
нет
да
Германия
да/нет
да/нет
Великобритания
Греция
Венгрия
нет
нет
нет
нет
нет
нет
Исландия
нет
да
Ирландия
да
да
Италия
нет
да
Тариф на поданную реактивную мощность составляет 100% от базовой
оптовой цены на активную мощность.
Реактивная энергия оплачивается ежемесячно в соответствии с
измеренным потреблением.
Тариф на реактивную энергию составляет 0.0209 €/кВар·ч
Тариф оплачивается потребителем, напрямую подключенным к сети 110 кВ.
В соответствии с тарифной системой, тарифная составляющая за
избыточную реактивную энергию, как индуктивную, так и емкостную,
одинакова для всех уровней напряжения, но избыточная реактивная энергия
рассчитывается как положительная разница между фактически измеренной
реактивной энергией и реактивной энергией, соответствующей среднему
коэффициенту мощности ниже 0.95, т.е. реактивная энергия составляет
примерно 33% реактивной энергии.
Плата с потребителей взимается ежемесячно.
Плата основана на потребленной и произведенной реактивной энергии.
Какие-либо лимиты, ограничения или дифференциация отсутствует. Не
зависит от cos φ. Ставка тарифа на реактивную энергию составляет 1.67 €/
МВар·ч.
Согласованные пределы, основанные на ежегодно потребляемой
реактивной энергии для каждой группы точек подключения. В случае
превышения пределов взимается пеня:
 3,000 €/МВар за избыточную реактивную мощность (месячный
максимум).
 10 €/МВар·ч за избыточную реактивную энергию.
По емкостной энергии предел составляет ¼ × индуктивный предел. Плата
взимается со всех пользователей (производители, потребители, ОРС).
Географическая дифференциация отсутствует.
Если соотношение реактивная энергия/активная энергия (tg φ) >0.4 по
каждой точке подключения с 01/11 по 31/03 (с понедельника по субботу, с
6:00 до 22:00):
 1.33 евроцентов/кВар·ч – плата потребителей 500-350 кВ.
 1.42 евроцентов/кВар·ч – плата потребителей 350-130 кВ.
 1.59 евроцентов /кВар·ч – плата потребителей 130-50 кВ (данные
значения применяются с 01/08/2013 по 31/07/2014).
Потребители по тарифу с временной дифференциацией (т.е. напряжение
подключения ниже 350 кВ) должны платить, только если tg φ выше 0.4 во
время пиковых нагрузок, а также во время зимних среднепиковых нагрузок.
Схемы платежей за реактивную энергию различаются из-за различий в
условиях договоров между ОМС и потребителями.
В некоторых обстоятельствах потребители платят за использование
реактивной мощности (плата составляет до 8.70 €/МВар·ч).
Электростанции получают компенсацию за предоставление реактивной
мощности.
Тарифная схема компании Landsnet предусматривает минимальный
средний коэффициент мощности cos φ 0.9 на выходе для операторов
распределительной системы и cos φ на уровне 0.98 для энергоемких
пользователей в каждой точке поставки.
В случаях, когда средний коэффициент мощности за один месяц снижается
ниже указанных пределов, то плата за энергию и за мощность
увеличивается на 2% за каждый 1% уменьшения коэффициента мощности
ниже указанного предела.
Плата за опережение/отставание включена в Программу стимулирования
эффективности производителей электроэнергии.
Опережающая реактивная мощность 0.30 €/ МВт•ч.
Отстающая реактивная мощность 0.30 €/ МВт•ч.
Прочие начисления приведены в Расчете затрат.
Плата в евроцентах за кВар·ч применяется в отношении реактивной энергии
(индуктивной), отбираемой из передающих / распределительных сетей,
когда cos φ превышает установленный предел. Cos φ рассчитывается для
каждой точки подключения, кроме случаев, когда между двумя точками
находится высоковольтное распределительное подключение; а таком
случае cos φ рассчитывается для совокупности точек подключения. В обоих
случаях плата составляет:
 Реактивная энергия в диапазоне между 50% и 75% активной энергии:
0.86 €c/кВар·ч.
 Реактивная энергия свыше 75% активной энергии: 1.1 €c/кВар·ч.
46/51
Неофициальный перевод
Латвия
да
нет
Литва
да
нет
Люксембург
нет
да
Македония
нет
да
Нидерланды
нет
нет
Северная
Ирландия
нет
нет
Норвегия
да
нет
Польша
нет
да
Португалия
да
да
Затем ОРС платят Terna за реактивную энергию, отобранную из сети
электропередачи, а Terna платит ОРС за реактивную энергию, отобранную
из распределительной сети. Разница между суммой, уплаченной и
полученной Terna, увеличивает или уменьшает сумму оплаты за
дополнительные услуги.
Также предусмотрена плата в пользу ОРС, взимаемая с конечных
потребителей, доступная мощность которых превышает 16.5 кВт, за
реактивную энергию, отобранную из распределительной сети свыше
установленного предела cos φ.
В Латвии тарификация за реактивную мощность между ОМС и ОРС не
предусмотрена. Тариф на реактивную мощность существует только для
потребителей, когда коэффициент мощности tg φ превышает 0.4: тариф на
реактивную мощность для потребителей составляет 4.27 €/МВар·ч (если tg
φ > 0.4). Тариф на реактивную мощность для производителей в сети
электропередачи составляет 12.81 €/МВар·ч.
Применяется ко всем потребителям, по каждой точке подключения: 0.487
€/МВар·ч для потребителей и 0.973 €/МВар·ч для производителей
реактивной энергии.
Производимая и потребляемая реактивная энергия оплачивается, если cos
φ меньше 0.9.
Взимается пеня за любое чрезмерное потребление реактивной энергии,
если коэффициент мощности cos φ менее 0.95.
Значение cos φ должно находиться между 0.8 и 1.0. Регламент не
применяется к договорам о реактивной энергии между ОМС и
потребителями. Этот пункт включен в контракт на подключение.
Реактивные тарифы применяются к точкам подключения, где реактивная
нагрузка создает проблемы для системы. Плата взимается за индуктивную и
емкостную энергию.
Тарифная ставка на 2014 год составляет 30 норвежских крон (=3.58
€)/кВар·ч (округляется до 20 МВар).
Географическая дифференциация отсутствует, нет также разницы в оплате
для производителей и потребителей энергии, однако характер реактивной
нагрузки приводит к тому, что производители практически никогда не платят
данный тариф.
Реактивная нагрузка рассчитывается:
По истечении периодов максимальной и минимальной нагрузки выбирается
пять контрольных часов. Основа для расчетов – максимальная реактивная
нагрузка в течение этих пяти часов.
Компания PSE S.A. взимает пеню за чрезмерное потребление реактивной
мощности
конечными
потребителями,
подключенными
к
сети
электропередачи в узлах, подключения конечного потребления, а ОРС
имеют только одну точку подключения.
Пеня рассчитывается за каждый МВар·ч пассивной энергии, отобранной из
высоковольтной сети или сети сверхвысокого напряжения, когда
коэффициент мощности tg φ выше 0.4, а также за каждый МВар·ч
пассивной энергии, поданной в сеть электропередачи независимо от
значения коэффициента мощности.
Плата за чрезмерное потребление пассивной энергии (tg φ выше 0.4)
рассчитывается по следующей формуле:
где:
k – коэффициент, равный 0.5,
Crk – цена за единицу активной энергии,
tg φ – измеренное значение коэффициента мощности за период,
используемый для расчета платы за чрезмерное потребление пассивной
энергии,
tg φo – значение коэффициента мощности = 0.4, определенное в Договоре
между компанией PSE S.A. и потребителем,
A – количество активной энергии, отобранной потребителем из сети
электропередачи за расчетный период.
Плата за пассивную энергию подаваемую в сеть электропередачи
(емкостная реактивная энергия) рассчитывается как произведение
количества пассивной энергии, цены активной энергии Crk и коэффициента
k=0.5.
Пеня:
Плата
за
индуктивную
реактивную
энергию,
поданную
сетью
электропередачи не в внепиковые часы, взимается следующим образом:
 7.326 €/МВар·ч, если 0.3<= tg φ <0.4
47/51
Неофициальный перевод
 22.2 €/МВар·ч, если 0.4<= tg φ <0.5
 66.6 €/МВар·ч, если tg φ >=0,5
Румыния
да
да
Сербия
да
да
Словацкая
Республика
нет
нет
Словения
нет
да
Испания
да
да
Тариф:
Плата за реактивную энергию, полученную в сети электропередачи в
внепиковые часы, взимается в размере 16.6 €/МВар·ч.
Плата взимается с конечных потребителей, напрямую подключенных к сети
электропередачи. Тариф на реактивную энергию дифференцирован по
каждой зоне потребления (8 зон). Минимальное значение 1.17 €c/кВар·ч, а
максимальное –1.33 €c/кВар·ч.
Если 0.65 < cos φ < 0.92, то тарифы применяются в отношении:
 зарегистрированной емкостной энергии,
 индуктивной энергии с разницей между потребленной реактивной
энергией и соответствующей реактивной энергией cos φ = 0.92.
Если cos φ < 0.65, то пеня в трехкратном размере от тарифа взимается в
отношении:
 зарегистрированной емкостной энергии,
 индуктивной энергии с разницей между потребленной реактивной
энергией и соответствующей реактивной энергией cos φ = 0.92.
Все пользователи сети электропередачи, кроме производителей,
гидроаккумулирующих электростанций и вспомогательной мощности
электростанций платят за реактивную энергию. Если потребленная
реактивная энергия превышает уровень cos φ=0.95, плата за реактивную
энергию в части превышения удваивается.
Базовый тариф на реактивную энергию составляет 1.22 €/МВар·ч.
Тариф на реактивную энергию, если cos φ < 0.95 составляет 2.44 €/МВар·ч.
Данные тарифы применяются к емкостной и индуктивной реактивной
энергии.
Плата взимается с потребителей и ОРС. Если cos φ <0.95, то энергия
индуктивная. Плата взимается только за индуктивную энергию.
Дифференциация по уровням напряжения, времени, периоду потребления и
географическому признаку отсутствует
Плата взимается по всем точкам подключения каждого пользователя.
Плата в €/МВар·ч взимается за потребление реактивной энергии,
превышающее 33% потребления активной энергии. Плата взимается с
потребителей, подключенных к сети напряжением свыше 1 кВ.
С несколькими исключениями, данная плата взимается за все тарифные
периоды:
cos φ
0.80<cos φ<0.95
cos φ<0.80
€/кВар·ч
0.041554
0.062332
Приказ IET/3586/2011
Швеция
Швейцария
нет
да
нет
нет
Индивидуальный дополнительный тариф за реактивную энергию для
активных
участников,
не
отвечающих
требованиям
(операторы
распределительной системы и электростанции в сети электропередачи):
0.78 центов/кВар·ч
Индивидуальный дополнительный тариф за реактивную энергию вне
бесплатного
диапазона
для
пассивных
участников
(операторы
распределительной системы в сети электропередачи): 0.78 центов/кВар·ч
Ставка компенсации для активных участников за реактивную энергию,
поставляемую
в
соответствии
с
требованиями
(операторы
распределительной системы и электростанции в сети электропередачи):
0.24 центов/кВар·ч
48/51
Неофициальный перевод
Приложение 10: Курсы валют
Для стран, в которых Евро не является применимой валютой, для целей расчета тарифа за учетную
единицу, выраженного в Евро, использован валютный курс по состоянию на 31 декабря 2013 года.
В таблице приведены применимые курсы валют.
Таблица A.10. Курсы валют
Страна
Обменный курс
Босния и Герцеговина
1 BAM = 0.5113 €
Болгария
1 BGN = 0.5115 €
Хорватия
1 HRK = 0.1309 €
Чешская Республика
1 CZK = 0.0365 €
Дания
1 DKK = 0.1340 €
Великобритания
1 GBP = 1.2003 €
Венгрия
1 HUF = 0.0034 €
Исландия
1 ISK = 0.0063 €
Латвия
1 LAT = 1.4229 €
Литва
1 LTL = 0.2896 €
Македония
1 MKD = 0.0163 €
Северная Ирландия
1 GBP = 1.2003 €
Норвегия
1 NOK = 0.1193 €
Польша
1 PLN = 0.2411 €
Румыния
1 RON = 0.2230 €
Сербия
1 RSD = 0.0087 €
Швеция
1 SEK = 0.1119 €
Швейцария
1 CHF = 0.8157 €
49/51
Неофициальный перевод
Словарь терминов
Пуск из обесточенного состояния
Способность энергетической установки запуститься из отключенного состояния с выходом на рабочий
режим и поставкой мощности без содействия со стороны электросистемы.
CAPEX
Капитальные затраты
Трансграничная пиковая нагрузка
Пиковая нагрузка в сети электропередачи между странами или зонами ответственности ОМС.
Энергетические компоненты начислений
Компоненты начислений, распределяемые в соответствии с потребленной, отобранной или поданной
энергией (потребление и отбор энергии могут отличаться в том случае, когда производитель энергии
подключен к той же точке доступа к сети электропередачи).
Плата за первое подключение
Плата, взимаемая с субъекта (производителя или потребителя), желающего подключиться к сети
электропередачи.
Компонент G (выработка)
Компонент тарифа на передачу, применяемый в отношении выработки энергии (производителей).
Внутренняя пиковая нагрузка
Пиковая нагрузка в сети электропередачи внутри страны или зоны ответственности ОМС.
Компенсация ITC
Компенсация между ОМС, расходы или доходы операторов магистральных сетей (ОМС) в результате
стимулирования или поддержки трансграничных потоков электроэнергии.
Компонент L (нагрузка)
Компонент тарифа на передачу, применяемый в отношении нагрузки (потребителей).
Географические сигналы
Экономические сигналы для эффективного расположения объектов производства и потребления
электроэнергии.
Потери
В настоящем документе этот термин относится к потерям при передаче, являющимся потерями энергии,
возникающими в системе электропередачи при определенных состояниях системы (потоки МВт и МВар,
уровни напряжения, топология системы и пр.). Измеренные потери могут отличаться, быть выше или
ниже реальных потерь из-за ошибок в измерении и ошибок в учете.
OPEX
Эксплуатационные расходы.
Прочие нормативные начисления
Начисления, связанные с положениями государственных нормативных актов, возмещаемые или
фактурируемые ОМС, но напрямую не относящиеся к деятельности ОМС. Среди примеров расходов,
возмещаемых с помощью таких начислений: невозвратные расходы, расходы на поддержку
производства энергии из возобновляемых источников и ТЭЦ, нормативные сборы, расходы на
диверсификацию и обеспечение бесперебойности поставок.
Мощностные компоненты начислений
Компоненты начислений, распределяемые в соответствии с
поставляемой договорной мощностью и/или пиковой мощностью.
потребляемой,
отбираемой
или
50/51
Неофициальный перевод
Первичный резерв
Мощность, доступная в энергетических установках, которая зарезервирована для целей реагирования
на изменения частоты и характеризующаяся высоким быстродействием. Создание и поддержание таких
резервов приводит к возникновению расходов, которые тем или иным образом взимаются с
пользователей.
Обязательства по обслуживанию населения
Обязательства по обслуживанию населения – обязательные услуги, которые должны оказывать
компании в интересах общества по требованию регулирующих органов.
Оператор магистральной сети или владельцы сети электропередачи несут следующие обязательства по
обслуживанию населения:
 Бесперебойность поставок;
 Субсидии в поддержку производства экологически чистой электроэнергии; и
 Исследования и разработки в области экологически чистых технологий.
Невозвратные расходы
Невозвратные расходы связаны с переходом от регулируемого рынка к конкурентному рынку.
Сезонная дифференциация / дифференциация по времени суток
Дифференциация тарифных ставок, связанная со временем года, временем суток или днями недели
(рабочие или выходные/праздники).
Вторичный резерв
Мощность, доступная в энергетических установках, которая зарезервирована для целей реагирования
на изменения частоты и характеризующаяся более высоким быстродействием, чем первичный резерв.
Создание и поддержание таких резервов приводит к возникновению расходов, которые тем или иным
образом взимаются с пользователей.
Поддержание баланса системы
Данная системная услуга включает в себя активирование вторичных и третичных резервов и
используется для корректировки в режиме реального времени отклонений показателей энергии от
значений, указанных в договорных ведомостях участников рынка.
Системные услуги или дополнительные услуги
Услуги в объединенной энергосистеме определяются как услуги, необходимые для оказания
воздействия на передачу электроэнергии между покупателями и продавцами, при этом поставщик услуг
электропередачи обязан включать такие услуги в открытый тариф доступа к сети электропередачи.
Третичный резерв
Мощность, доступная в энергетических установках, которая зарезервирована для целей реагирования
на изменения частоты и активируется вручную. Создание и поддержание таких резервов приводит к
возникновению расходов, которые тем или иным образом взимаются с пользователей.
Регулирование по напряжению и реактивная мощность
Данная системная услуга предназначена для поддержания напряжения в системе в разрешенных
пределах, а также для контроля потоков реактивной мощности в сети. Контроль напряжения и
реактивной мощности осуществляется выработкой реактивной энергии электростанциями,
использованием компенсаторов и путем изменения коэффициентов трансформации.
Уровни напряжения
Уровни напряжения в сетях электропередачи различных участников сообщества ENОМС-E отличаются.
В частности, наименьший уровень напряжения, классифицируемый как передающая сеть, существенно
колеблется. Тем не менее, во всех странах-участницах уровни напряжения 220 кВ и выше включены в
состав сетей электропередачи.
51/51