В настоящее время наблюдается тенденция к увеличению пиковости суточных графиков нагрузки энергопередающих компаний (Черниговоблэнерго, Закарпатьеоблэнерго и др.), что объясняется относительно высоким удельным весом и стабильным ростом потребления электроэнергии и мощности коммунально-бытовым сектором и сельхозпроизводством, а также снижением удельного веса потребления электроэнергии и мощности базовыми энергоемкими производствами (угольной, химической и др. промышленностью).

Необходимость дифференциации розничных тарифов по зонам суток

Неравномерность графиков нагрузки в сочетании с неблагоприятными факторами, такими как дефицит пиковых мощностей ГЭС, увеличение доли выработки электроэнергии АЭС, снижение маневренности оборудования ТЭС из-за вытеснения мазута и газа из топливного баланса, низкого качества поставляемых углей и износа энергетического оборудования создает огромные трудности в прохождении максимумов нагрузки и ночных провалов суточных графиков и, как следствие, приводит к ограничению и отключению потребителей особенно в осенне-зимний период.

Ограниченность финансовых средств на закупку газомазутного топлива, на технические мероприятия, такие как ввод маневренных мощностей (ГТУ, ПГУ, ГАЭС), на проведение работ по реконструкции и модернизации энергоблоков ТЭС вынуждает совершенствовать комплекс организационно-экономических мероприятий по управлению нагрузками. Среди них:

  • внедрение схем почасового коммерческого учета поступления электроэнергии в распределительные сети;
  • введение для облэнерго предельных уровней потребления мощности и электроэнергии в часы максимальных нагрузок ОЭС;
  • использование экономических стимулов для облэнерго в регулировании совмещенного суточного графика нагрузки ОЭС (снижение мощности потребления в часы максимума и перенос ее в ночные часы) и т.д.

Система средних розничных тарифов на электроэнергию по классам напряжения потребителей не учитывает неравномерность режимов производства и потребления электроэнергии по зонам суток.

Применяемый ранее двухставочный тариф был отменен, поскольку оказывал недостаточное влияние на режим электропотребления по следующим причинам.

Двухставочный тариф состоит из основной годовой платы за киловатт абонированной мощности, участвующей в максимуме нагрузки энергосистемы, и дополнительной платы за киловатт.час, отпущенной потребителю электроэнергии. Абонентная плата за мощность не зависит от количества отпущенной энергии и режима ее реализации, компенсирует условно-постоянные затраты, т.е. расходы на передачу мощности потребителям (затраты на техобслуживание и ремонт распределительных сетей, амортизационные отчисления, зарплату персонала с начислениями, общесетевые расходы), расходы на поставку мощности и обеспечивает рентабельность по отношению к среднегодовой стоимости основных производственных фондов (ОПФ) в расчетном периоде.

Плата за отпущенную электроэнергию (переменная составляющая платы) зависит от количества реализованной (оплаченной, учтенной) электроэнергии и режима ее потребления (по времени суток). Количество реализованной электроэнергии определяется главным образом расходом топлива, поэтому тарифная ставка на электроэнергию в конечном счете равна средней закупочной цене на электроэнергию, скорректированной на относительную величину расхода электроэнергии (ТРЭ) в распределительных сетях.

Поскольку в настоящее время удельный вес топливной составляющей в себестоимости электроэнергии, вырабатываемой на ТЭС, и, следовательно, и в закупочной цене достигает 80 %, то плата за электроэнергию значительно превосходит плату за абонированную мощность. Поэтому потребитель не заинтересован в уменьшении максимума своей нагрузки и смещении его в другую часть графика.

Одним из рычагов экономического управления нагрузками является система розничных тарифов, дифференцированных по зонам суток, сезонам года (летние, зимние тарифы).

Эффективность выравнивания графиков нагрузки заключается в:

  • повышении экономичности работы генерирующих компаний за счет экономии капитальных вложений в пиковые электростанции, а также за счет снижения расхода топлива;
  • снижения аварийности агрегатов генерирующих компаний из-за уменьшения числа пусков и остановов, увеличения оперативного резерва генерирующих мощностей;
  • повышения надежности электроснабжения потребителей за счет отказа от ограничения и принудительного отключения потребителей в часы максимума нагрузок особенно в осенне-зимний период;
  • снижения вредного воздействия электростанций на окружающую среду за счет уменьшения выбросов вредных веществ в атмосферу из-за улучшения режима работы агрегатов генерирующих компаний.

Проблема регулирования (выравнивания) графика нагрузки ОЭС Украины стоит не менее остро, чем вопрос топливообеспечения ТЭС и АЭС. Переход на расчеты по зонным тарифам за потребленную электроэнергию при корректном их определении может помочь уплотнить график нагрузки ОЭС.

Критика действующей системы формирования зонных тарифов на электроэнергию

В развитых странах суточные максимумы нагрузки энергосистем покрывают пиковые станции (неэкономичные ГТУ), поэтому отношение максимальной оптовой (и закупочной) цены электроэнергию к минимальной . Такая пропорция сохраняется и между тарифными ставками пиковой и ночной зон графика нагрузки, что объективно ставит потребителя в такие условия, при которых ему выгодно уменьшать потребляемую мощность в периоды утреннего и вечернего максимумов и повышать ее ночью.

Почасовой коммерческий учет поступления электроэнергии в распределительные сети энергопередающих компаний Украины показывает, что отношение закупочных цен на электроэнергию в пиковой и ночной зонах суточного графика нагрузки не превышает , что обусловлено структурой генерации: в ОЭС Украины пиковую нагрузку покрывают ГЭС с их дешевой электроэнергией и пылеугольные ТЭС с вынужденным остановом на ночь, что сказывается на оптовых (и закупочных) ценах на электроэнергию и на зонных тарифных ставках, не вызывая заинтересованности потребителей в регулировании режимов электропотребления.

В этих условиях Постановлением НКРЭ от .06.12.02. № 1358 ставка зонного тарифа для потребителей j-го класса напряжения определяется путем умножения розничного тарифа для потребителей j-го класса напряжения Тj на тарифный коэффициент kt соответствующего периода суток

j=1,2; t=н, пп, п

Величины тарифных коэффициентов и продолжительность зонных периодов приведены в таблице 1


Таблица 1.

Период времени

Тарифные коэффициенты

Продолжительность

периода времени, ч

Ночной

0,4

7

Полупиковый

1,2

11

Пиковый

1,85

6


Требования к тарифным коэффициентам

На наш взгляд, дифференцированные по зонам суток тарифные ставки должны удовлетворять следующим требованиям:

  1. Тарифные коэффициенты не могут быть одинаковы для всех облэнерго, поскольку их суточные графики нагрузки имеют различную конфигурацию. Очевидно, что для облэнерго с плотными графиками нагрузки (коэффициент неравномерности kнер=Рмин/Рмах≥0,85) и для облэнерго с острыми утренними и вечерними пиками (kнер≈0,6) для выравнивания их графиков нагрузки (т.е. приближение коэффициентов неравномерности к единице) необходимы различные тарифные коэффициенты в соответствющих периодах суток. Следовательно, у каждого облэнерго должны быть свои тарифные коэффициенты.
  2. Величины тарифных коэффициентов и, следовательно, тарифные ставки, дифференцированные по зонам суток, должны быть выбраны такими, чтобы при их применении суммарная плата по среднему тарифу не изменилась.

В настоящее время каждое предприятия имеет право выбора:

а) использовать одноставочный розничный тариф соответствующего класса напряжения Тj и платить за потребленную электроэнергию в соответствии с формулой

, j=1,2 (1)

где плата за электроэнергию потребителей j-го класса напряжения при расчете по одноставочному тарифу; Эj –полезный отпуск электроэнергии потребителям j-го класса напряжения за расчетный период; Тj- розничный тариф на j-ом классе напряжения;

б) использовать зонные тарифные ставки и платить за потребленную электроэнергию в соответствии с формулой

, j=1,2 , (2)

где - плата за электроэнергию потребителей j-го класса напряжения при расчете по зонным тарифам; полезный отпуск электроэнергии розничным потребителям j-го класса напряжения соответственно в ночной, полупиковой и пиковой зонах суток расчетного периода; розничные тарифы на электроэнергию потребителей j-го класса напряжения в соответствующей зоне суточного графика нагрузки.


Плата за электроэнергию потребителей j-го класса напряжения при расчете по одноставочному и по зонным тарифам должна быть одинаковой

. (3)

В противном случае предприятие с плотным (ровным) графиком нагрузки простым введением зонных тарифов без проведения каких либо мероприятий по уменьшению потребляемой мощности в часы утреннего и вечернего максимумов и повышения ее ночью имело бы экономию затрат.

  1. Чтобы обеспечить выполнение условия (3), нельзя нарушать баланс затрат, т.е. экономия затрат в ночной период при использовании льготной тарифной ставки должна быть равна перерасходу затрат в полупиковый+ пиковый периоды, где используются повышенные по сравнению с розничной тарифные ставки.

Розничный тариф на электроэнергию потребителей j-го класса напряжения рассчитывается по формуле

,

где Цсз – средняя закупочная цена на электроэнергию; -тарифы на передачу и поставку электроэнергии потребителям j-го класса напряжения; k1,k2 – коэффициенты технологического расхода электроэнергии для потребителей 1-го и 2-го классов напряжения соответственно.

Ставка ночного тарифа для потребителей j-го класса напряжения определяется путем умножения розничного тарифа для потребителей j-го класса напряжения на тарифный коэффициент ночного периода времени

(4)

Льготный ночной тариф вызовет экономию затрат у потребителей электроэнергии в ночное время. Величина этой экономии с учетом (4) определяется согласно выражению

,

где Рj(t)- мощность нагрузки потребителей j-го класса напряжения в момент t.

Ставка полупикового тарифа

.

Поскольку >, то повышенный по сравнению с розничным тарифом для потребителей j-го класса напряжения полупиковый тариф вызовет перерасход затрат у потребителей в полупиковый период.

Величина этого перерасхода определяется по выражению

.

Ставка пикового тарифа вычисляется по формуле

.

Повышенный по сравнению с розничным тарифом пиковый тариф также вызовет перерасход затрат у потребителей в пиковой зоне графика нагрузки. Величина этого перерасхода затрат определяется в соответствии с выражением

.

Поскольку выбор тарифных коэффициентов не учитывает конфигурацию суточного графика нагрузки потребителей j-го класса напряжения, то экономия затрат у потребителей в ночной период суток не будет равна сумме перерасхода затрат в полупиковый и пиковый периоды

Экономия, получаемая благодаря льготному тарифу потребителями в ночной период, не покрывает перерасход средств в полупиковый и пиковый периоды. Следовательно, промышленным потребителям не выгодно применять введенные Постановлением НКРЭ от 06.12.02 № 1358 тарифные коэффициенты для каждого периода суток, поскольку нарушается баланс затрат, т.е. экономия затрат в ночной период всегда не равна (≠) перерасходу затрат в полупиковый+ пиковый периоды. Даже для потребителей с трехсменным (непрерывным) производством и плотным (ровным) суточным графиком нагрузки, например, металлургическим комбинатам, у которых

Рj(t)≈const, t=1,2,…,24 .

Затраты по зонам суток для таких предприятий при действующих тарифных коэффициентах составляют:

в ночной период

; (5)

в полупиковый период

; (6)

в пиковый период

, (7)

где Т1- розничный тариф потребителей 1-го класса напряжения.

Поскольку в выражениях (5), (6), (7) величины Рj(t) и Т1 одни и те же, то экономия затрат в ночной период не равна суммарному перерасходу затрат в полупиковый и пиковый периодах

.

Остальным (одно и двухсменным) предприятиям, как правило, не выгодно работать с тарифными ставками, дифференцированными по зонам суток, что подтверждает статистика. В практику расчетов с потребителями зонные тарифы на электроэнергию введены Постановлением НКРЭ № 6 от 23.10.95 г. За истекшие 8 лет перешли на расчеты за потребленную электроэнергию по зонным тарифам 4,437 тысяч предприятий, что составляет менее 5% общего количества предприятий Украины. Из них 1542-промышленные, 233- сельскохозяйственные, 23- транспортные, 175-предприятия жилкоммунхоза, 108- предприятия и организации госбюджета, 61-предприятия и организации местного бюджета, 1490- прочие потребители.

Годовое потребление электроэнергии предприятиями, рассчитывающимися за электроэнергию по зонным тарифам, составляет 39,7 млрд кВт.ч или 24,2% от полезного отпуска электроэнергии в ОЭС. Из них больше половины -22,77 млрд кВт.ч (13,86%) приходится на металлургические комбинаты, обслуживаемые Днепроблэнерго.

Основные причины столь бедственного положения с использованием зонных тарифов следующие:

  • отсутствие дешевых (для мелких и средних предприятий) многофункциональных счетчиков активной (реактивной) электроэнергии и систем телеуправления переключением тарифных зон;
  • низкий научно-методический уровень формирования дифференцированных тарифов на электроэнергию: при выборе тарифных коэффициентов не учитывается конфигурация графиков нагрузки энергопередающих компаний;
  • отсутствие комплексного подхода к формированию системы дифференцированных тарифов на электроэнергию в целом. Так, например, во Франции тарифы на электроэнергию дифференцированы по напряжению, заявляемой мощности и продолжительности ее использования, объему потребляемой электроэнергии, зонам суток, сезонам года. Каждому потребителю предоставлено право выбора из 196 вариантов (опций) тарифных ставок подходящий для него вариант в соответствии с его режимом потребления и финансовыми возможностями на основе расчетов и сравнений. В итоге во Франции практически все потребители рассчитываются за электроэнергию по дифференцированным тарифам и эффективно участвуют в регулировании графика суммарной нагрузки, выигрывая при этом в величине платы за потребленную электроэнергию.

В Украине система дифференцированных тарифов на электроэнергию не стала приоритетным направлением научно-технологического развития отрасли; не выполняет регулирующей функции, т.е. не стимулирует потребителей к выравниванию суточного графика нагрузки и снижению напряженности энергетического баланса; не способствует самофинансированию отрасли; не стала важным факторов энергосберегающей политики.

Предлагаемый порядок расчета тарифных коэффициентов по зонам суток

Для расчета тарифных коэффициентов к розничным тарифам промышленных потребителей j-го класса напряжения требуется типовой график нагрузки за расчетный период (что менее точно) или график нагрузки по продолжительности за расчетный период (что более точно). Полезный отпуск мощности в каждый час суточного графика нагрузки или графика нагрузки по продолжительности определяется путем суммирования данных замеров полезного отпуска электроэнергии (мощности) на каждом предприятии.

Алгоритм расчета тарифных коэффициентов включает следующие этапы.

Этап 1. Выбор тарифного коэффициента к розничному тарифу в ночной период суток.

До регулирования графика нагрузки энергопередающей компании розничный тариф на электроэнергию для потребителей j-го класса напряжения во всех зонах графика одинаков

j=1,2.

Значение тарифного коэффициента к ночному тарифу в общем случае зависит от величины коэффициента неравномерности суточного графика нагрузки энергопередающей компании , структуры промышленных потребителей, технологического режима их работы (одно, двух, трехсменный). Неявная зависимость тарифного коэффициента от перечисленных факторов, непостоянство самих факторов обусловливают необходимость применения итерационного подхода к выбору тарифного коэффициента в ночной период и к решению задачи выравнивания графика нагрузки в целом.

Этап 2. Определение ставки ночного тарифа для потребителей j-го класса напряжения.

Ставка ночного тарифа для потребителей j-го класса напряжения определяется путем умножения розничного тарифа для потребителей j-го класса напряжения на тарифный коэффициент ночного периода времени

Этап 3. Вычисление экономии затрат у потребителей электроэнергии в ночной период.

Льготный ночной тариф вызовет экономию затрат у потребителей электроэнергии в ночное время. Величина этой экономии определяется согласно выражению

.

Этап 4. Выбор тарифного коэффициента в полупиковый период времени.

Для дифференцированных по периодам суток розничных тарифов на электроэнергию важным является пропорция между пиковым и ночным

тарифными коэффициентами:. Поэтому тарифный коэффициент в полупиковый период целесообразно принимать равным единице, если нет каких либо других веских аргументов

.

Этап 5. Определение ставки розничного тарифа в полупиковой зоне

.

Этап 6. Вычисление средней величины надбавки к розничному тарифу потребителей j-го класса напряжения в пиковых зонах.

Плата, получаемая по зонным тарифам от потребителей j- го класса напряжения в течение суток, должна покрывать расчетные затраты энергопередающей компании на электроснабжение указанных потребителей. Между тем плата, получаемая по льготному тарифу в ночной период от потребителей электроэнергии, не будет покрывать расчетные затраты энергопередающей компании в ночное время. В целях компенсации потребители должны нести дополнительные затраты, например, в часы максимумов нагрузки, причем дополнительные затраты в часы максимумов должны быть равны экономии затрат в ночной период

.

Дополнительные затраты в пиковый период образуются путем введения надбавки к розничному тарифу в пиковый период времени. Величина этой надбавки вычисляется по формуле

.

Этап 7. Расчет величины новой пиковой тарифной ставки

Этап 8. Расчет тарифного коэффициента в пиковый период

Этап 9. Вычисление дополнительных затрат у потребителей электроэнергии в часы максимума нагрузки.

Повышенный по сравнению с розничным тарифом пиковый тариф вызовет перерасход затрат у потребителей в пиковый период. Величина этого перерасхода определяется по выражению

Этап 10. Проверка баланса между экономией в ночной период и дополнительными затраты в пиковый период

. (8)

Условие (8) означает, что суточные затраты потребителей в целом сохраняются неизменными, однако заинтересованные в снижении издержек своего производства, потребителям выгодно снижать потребляемую мощность в периоды утреннего и вечернего максимумов и повышать ее ночью.

Этап 11. По истечению времени ∆t определяется прирост коэффициента неравномерности графика нагрузки . Если прирост коэффициента недостаточен, возвращаемся к этапу 1 и уменьшаем величину тарифного коэффициента в ночной период . По мере выравнивания графика нагрузки, т.е. приближения коэффициента к единице, величина увеличивается.

Выводы

  1. Формируемая в ОЭС Украины система дифференцированных по периодам суток розничных тарифов для промышленных потребителей неэффективна, поскольку не стимулирует потребителей выравнивать суточные графики нагрузки путем уменьшения потребляемой мощности в периоды утреннего и вечернего максимумов и повышения ее ночью.
  2. Основная причина неэффективности дифференцированных тарифов - необоснованность предложенных Постановлением НКРЭ от 06.12.02 № 1358 тарифных коэффициентов для каждого периода суток к розничным тарифам. Тарифные коэффициенты не могут быть одинаковы для всех облэнерго, поскольку их суточные графики нагрузки имеют различную конфигурацию. Величины тарифных коэффициентов и, следовательно, тарифные ставки, дифференцированные по зонам суток, должны быть выбраны такими, чтобы при их применении суммарная плата по среднему тарифу не изменилась. Экономия затрат в ночной период при использовании льготной тарифной ставки должна быть равна перерасходу затрат в полупиковый+ пиковый периоды, где используются повышенные по сравнению с розничной тарифные ставки.
  3. Промышленным потребителям не выгодно применять введенные тарифные коэффициенты, что и подтверждает статистика: в практику расчетов с потребителями зонные тарифы на электроэнергию введены Постановлением НКРЭ № 6 от 23.10.95 г. За истекшие 8 лет перешли на расчеты за потребленную электроэнергию по зонным тарифам 4,437 тысяч предприятий, что составляет менее 5% общего количества предприятий Украины.
  4. В Украине система дифференцированных тарифов на электроэнергию не стала приоритетным направлением научно-технологического развития отрасли; не выполняет регулирующей функции, т.е. не стимулирует потребителей к выравниванию суточного графика нагрузки и снижению напряженности энергетического баланса; не способствует самофинансированию отрасли; не стала важным факторов энергосберегающей политики.
  5. Предложен алгоритм расчета тарифных коэффициентов, который обеспечивает корректное формирование системы дифференцированных по зонам суток розничных тарифов для промышленных потребителей.