Совершенствование действующей системы цен и розничных тарифов на электроэнергию для 2-х классов напряжения видится в переходе на систему розничных тарифов для 4-х классов напряжения, отказе от модели оптового энергорынка в пользу модели рынка единственный покупатель, формировании корректного норматива потерь электроэнергии при ее передаче, разработке модели зонных тарифов на электроэнергию, реформировании платы за потребленную реактивную мощность и др.

Целью совершенствования является сдерживание роста оптовой рыночной цены и, следовательно, розничных тарифов по классам напряжения, объема дотации перекрестного субсидирования, стимулирование потребителей к выравниванию суточных графиков нагрузки и обеспечению энергетического баланса, сдерживание роста цен на товары народного потребления и промышленную продукцию.


Удосконалення діючої системи цін і роздрібних тарифів на електроенергію для 2-х класів напруги бачиться в переході на систему роздрібних тарифів для 4-х класів напруги, відмову від моделі оптового енергоринку на користь моделі ринку єдиний покупець, формуванні коректного нормативу втрат електроенергії на її передачу, розробки моделі зонних тарифів на електроенергію, реформуванні плати за спожиту реактивну потужність та ін. Метою вдосконалення є зтримання зросту оптової ринкової ціни і, отже, роздрібних тарифів за класами напруги, обсягу дотації перехресного субсидування, стимулювання споживачів до вирівнювання добових графіків навантаження та забезпечення енергетичного балансу, зтримання зросту цін на товари народного споживання і промислову продукцію.


Центральным элементом рыночных отношений является социально, экономически и технологически обоснованная система оптовых рыночных цен и розничных тарифов на электроэнергию. Действующая система цен и тарифов не отражает реальную себестоимость производства электроэнергии, передачу и поставку ее потребителям; не способствует снижению объема дотаций перекрестного субсидирования; 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 фактором энергосберегающей политики по следующим причинам.

  1. Розничные потребители подключены к распределительным сетям 4-х классов напряжения (110; 35; 10; 0,38 кВ), а платят за потребленную электроэнергию по тарифам, рассчитанным для 2-х классов напряжения: 1 класс 154−35 кВ; 2-й класс 10−0,38 кВ.

  2. Оптовый рынок электроэнергии не направлен на сдерживание роста оптовой рыночной цены, розничных тарифов и объемов дотаций перекрестного субсидирования.

  3. Важнейшая составляющая розничного тарифа−норматив технологического расхода электроэнергии на ее передачу − определяется очень упрощенно, без учета реальных условий эксплуатации (износа оборудования, несимметрии нагрузки фаз, неполнофазных режимов и т.д.).

  4. Большой объем дотаций перекрестного субсидирования как на уровне потребителей (социальное субсидирование), так и на уровне производителей.

  5. Действующая сейчас модель тарифов, дифференцированных по зонам суток, не обеспечивает баланс затрат, т.е. экономия затрат в ночной период не равна перерасходу затрат в полупиковый+пиковый периоды.

  6. Плата за потребленную реактивную мощность рассчитывается некорректно.

  7. Система розничных тарифов недостаточно дифференцирована. Целесообразно дополнить дифференцирование системы розничных тарифов по

  • заявляемой мощности;

  • продолжительности использования заявляемой мощности;

  • объему потребляемой электроэнергии;

  • сезонам года (зима, лето, весна, осень);

  • тарифным ставкам (одно и двуставочные тарифы).

  1. Сегодня концепция формирования розничных тарифов основана на затратной методике (затраты + норма рентабельности) и жестко регулируются НКРЭ. Поэтому тарифы на электроэнергию в целом занижены, они компенсируют текущие затраты энергетических компаний, но недостаточны для финансирования или окупаемости инвестиций в электроэнергетике, активы которой, в первую очередь тепловые электростанции и распределительные сети, изношены.

  2. Для структуры издержек энергетической системы, как естественной монополии, характерна высокая доля постоянных затрат. Вследствие этого предельные издержки меньше средних при достаточно большой выработке электроэнергии. Итак, в случае естественной монополии ценообразование по предельным издержкам менее эффективно в сравнении с ценообразованием, учитывающим полные затраты.

1. Переход на систему розничных тарифов на электроэнергию для 4-х классов напряжения

Постановлением № 564 от 05 мая 1998 НКРЭ утвердила «Тимчасову методику розрахунку роздрібного тарифу на спожиту електроенергію, тарифу на передачу електроенергії місцевими (локальними) електромережами та тарифу на постачання електроенергії» по 2-м классам напряжения, которая действует до сих пор [1].

В соответствии с Условиями и Правилами осуществления предпринимательской деятельности по поставке электроэнергии на основе оптовой цены областные энергопоставляющие компании рассчитывают розничные тарифы на электроэнергию по двум классам напряжения по формуле [2]

(1.1)

где экономический коэффициент нормативного технологического расхода электроэнергии (ТРЭ) на ее передачу в распределительных сетях го класса напряжения

(1.2)

Норматив ТРЭ для потребителей го класса напряжения включает нормативы ТРЭ в распределительных сетях 110−0,38 кВ

  • для потребителей 1-го класса напряжения

(1.3)

  • для потребителей 2-го класса напряжения

(1.4)

Тариф на передачу электроэнергии в распределительных сетях определяется по формулам

  • для потребителей 1-го класса напряжения

(1.5)

  • для потребителей 2-го класса напряжения

(1.6)

Тарифы на поставку электроэнергии в распределительных сетях для потребителей 1-й и 2-й групп потребителей определяются по формулам

(1.7)

В формулах (1.1)−(1.7) оптовая рыночная цена (ОРЦ) электроэнергии для энергопоставляющих компаний, грн/МВт·ч; j—класс напряжения распределительных сетей; iгруппа потребителей; сальдированное поступления электроэнергии в сеть j-го класса напряжения, МВт·ч; норматив ТРЭ в сети j—класса напряжения, МВт·ч; затраты на передачу электроэнергии в сетях 1-го и 2-го классов напряжения, грн; затраты на поставку электроэнергии, грн; полезный отпуск электроэнергии 1-й и 2-й группам потребителей, МВт·ч; коэффициент сложности.

Потери электроэнергии при ее передаче в сети лицензиата представляют собой дополнительную нагрузку к полезному отпуску электроэнергии , затраты на генерацию, передачу и поставку которых должны быть оплачены потребителем. Так потребители в сети 110 кВ сейчас платят за электроэнергию в объеме , а должны платить за электроэнергию в объеме . Следовательно, если потребители 110 кВ платят за потребленную электроэнергию по тарифу (1.1), то они фактически оплачивают генерацию, передачу и поставку электроэнергии потребителям в сети 35 кВ, т.е. сейчас промышленные предприятия в сети 110 кВ платят за электроэнергию по повышенному тарифу.

Аналогично, если потребители в сети 10 кВ платят за генерацию, передачу и поставку электроэнергии по тарифу (1.1), то они оплачивают электроэнергию в объеме , а должны платить за электроэнергию в объеме . Следовательно, промышленные предприятия в сети 10 кВ платят за электроэнергию по повышенному тарифу. Повышенную плату за потребленную энергию предприятия вынуждены включать в стоимость своей продукции. За повышение цен на товары и услуги промышленных предприятий расплачивается население, растет инфляция.

Чтобы каждый потребитель в своем классе напряжения не платил за потребленную электроэнергию по повышенному тарифу, розничные тарифы на электроэнергию должны рассчитываться по 4–м классам напряжения. Но прежде целесообразно преобразовать формулу 1.1. Подставив выражение в формулу (1.1), после несложных преобразований получим формулу тарифа в виде

(1.8)

Система розничных тарифов для потребителей 4-х классов напряжения представлена ниже.

  • Розничный тариф за потребленную электроэнергию в сети 110/154 кВ

где норматив ТРЭ в сети 110 кВ, МВт·ч; полезный отпуск электроэнергии 1-й и 2-й группам потребителей соответственно, МВт·ч; тариф на передачу электроэнергии в сети 110 кВ, грн/МВт·ч; затраты на передачу электроэнергии в сети 110 кВ, грн; затраты на поставку электроэнергии, грн; тариф на поставку электроэнергии i-й группе потребителей, грн/МВт·ч.

  • Для потребителей сети 35 кВ

где тариф на передачу электроэнергии в сети 35 кВ, грн/МВт·ч; объем электроэнергии, поступившей от источников генерации в сеть 35 кВ, МВт·ч; объем электроэнергии, трансформируемой с напряжения 110 на 35 кВ, МВт·ч; норматив ТРЭ в сети 35 кВ, МВт·ч; объем электроэнергии на входе в сеть 35 кВ, МВт·ч.

  • Для потребителей в сети 10/6 кВ


где тариф на передачу электроэнергии в сети 10 кВ, грн/ МВт·ч; объем электроэнергии, поступившей от источников генерации в сеть 10 кВ, МВт·ч; объем электроэнергии, трансформируемой с напряжения 35 кВ на 10 кВ, МВт·ч; норматив ТРЭ в сети 10 кВ, МВт·ч; объем электроэнергии на входе в сеть 10 кВ, МВт·ч; затраты на передачу электроэнергии в сети 10 кВ, грн.

  • Для потребителей в сети 0,38 кВ

где норматив ТРЭ в сети 0,38 кВ, МВт·ч; объем электроэнергии на входе в сеть 0,38 кВ, МВт·ч; объем электроэнергии, поступившей от источников генерации в сеть 0,38 кВ, МВт·ч; объем электроэнергии, трансформируемой с напряжения 10 на 0,38 кВ, МВт·ч; затраты на передачу электроэнергии в сеть 0,38 кВ, грн.

Между тарифами 2-х и 4-х классной систем напряжения имеют место соотношения

(1.9)

Это означает, что в действующей 2-х классной системе напряжения потребители в сетях 110 кВ и 10 кВ платят за потребленную электроэнергию больше, чем если бы они были в 4- х классной системе напряжения. В итоге суммарная плата за потребленную электроэнергию в системе розничных тарифов по 4-м классам напряжения меньше, чем плата в системе розничных тарифов по 2-м классам напряжения

2. Отказ от модели оптового рынка электроэнергии в пользу модели единственный покупатель

Указом Президента № 244/94 от 21 мая 1995 года в Украине создан оптовый рынок электроэнергии (ОРЭ), в основу которого положена модель энергетического пула Англии и Уэльса. Следует отметить, что до начала реформирования не было проведено комплексного обоснования его экономической эффективности, т.е. сопоставления положительного эффекта, ожидаемого от введения конкуренции, с затратами на организацию оптового рынка, а также другими отрицательными последствиями, включая повышение цен на электроэнергию. Между тем эти затраты и отрицательные последствия очень велики и могут значительно превысить эффект от конкуренции.

Структура генерирующих мощностей в ОЭС Украины на начало 2011 г. приведена в таблице 2.1.

Таблица 2.1. Структура генерирующих мощностей в ОЭС Украины на начало 2011 г

Наименование генерации

Установленная мощность

МВт

%

ТЭС

27 347

51,44

ТЭЦ

6 427

12,09

АЭС

13 835

26,02

ГЭС

4 597

8,65

ГАЭС

861

1,62

ВЭС

86,2

0,16

СЭС

8,1

0,015

Всего

53161,3

100,0


Средневзвешенная цена , по которой ОРЭ покупает электроэнергию у производителей (закупочная цена), формируется на каждый час предстоящих суток с учетом предполагаемой структуры ее производства на ТЭС, АЭС, ГЭС, ВЭС и прочих производителях (таблицы 2.2)

(2.1)

где объемы закупаемой электроэнергии у производителей в расчетный период, МВт∙ч; контрактные закупочные цены на электроэнергию у АЭС, ГЭС, ТЭЦ и прочих производителей, грн/МВт∙ч.

Таблица 2.2. Структура объемов электроэнергии, проданной производителями в ОРЭ и средние цены их продажи в период с 11.02.2012 по 20.02.2012

Наименование показателя

Объем проданной электроэнергии

Средняя закупочная цена электроэнергии ГП «Энергорынок»

МВт·ч

%

грн/МВт·ч

Объем электроэнергии, проданной в ОРЭ

6 054 343

100

412,45

в том числе

АЭС

2 571 387

42,47

227,78

ТЭС

2 666 455

44,04

469,15

ГЭС и ГАЭС

180 555

2,98

233,18

ТЭЦ

626 359

10,35

969,31

ВЭС

978

0,02

1227,70

Прочие производители

8 609

0,14

1161,79


Коэффициент эластичности средневзвешенной закупочной цены ОРЭ к изменению маргинальной (граничной) цены тепловых энергоблоков определяется по формуле

(2.2)

Подставив данные таблицы 2.2 в формулу (2.2), получим величину коэффициента эластичности . Это значит, что повышение маргинальной цены тепловых энергоблоков на 1% приводит к повышению средневзвешенной закупочной цены ОРЭ на 0,5 %. Соответственно (формула 2.2) повышается оптовая рыночная цена (ОРЦ) для розничных поставщиков электроэнергии по регулируемому тарифу. Тем самым нарушается главный принцип, который должен соблюдаться при реформировании - переход к оптовому рынку должен быть выгоден как производителям, так и потребителям электроэнергии. Для потребителей соблюдение этого принципа означает снижение или, во всяком случае, неповышение тарифов на электроэнергию. В противном случае, какова выгода для потребителей от перехода к рынку и повышения эффективности производства благодаря конкуренции?

В Украине повышение оптовых цен продажи электроэнергии в ОРЭ до уровня маргинальных приводит к образованию сверхприбылей у наиболее эффективных электростанций. Эта сверхприбыль не является заслугой производителей. Ее образование− одна из отрицательных особенностей конкурентного оптового рынка электроэнергии. Маргинальные цены будут значительно выше регулируемых оптовых цен (тарифов), устанавливаемых регулирующими органами на уровне средних (средневзвешенных) издержек по ОЭС в целом.

Производитель в англо-уэльской модели оптового рынка электроэнергии должен выигрывать, поскольку плата тепловому энергоблоку ТЭС за отпущенную Оптовому рынку электроэнергию начисляется не по фактической цене , а по маргинальной (граничной) цене системы , т.е. цене наиболее неэкономичного теплового энергоблока для каждого расчетного периода

где фактический отпуск электроэнергии энергоблоком, МВт·ч; цена, по которой ОРЭ покупает электроэнергию у производителя, грн/МВт∙ч; маргинальная (граничная) цена системы, грн/МВт·ч; цена рабочей мощности энергоблока, грн/МВт.

Потребитель в англо-уэльской модели ОРЭ проигрывает, поскольку оптовая рыночная цена (ОРЦ) для поставщиков возрастает в соответствии с формулой

(2.3)

где ОРЦ, по которой ОРЭ продает электроэнергию поставщикам, грн/МВт·ч; наценка, включающая затраты на диспетчеризацию, передачу электроэнергии магистральными и межгосударственными сетями, сбор в виде целевой надбавки к действующему тарифу на электрическую энергию, затраты на инфраструктуру ГП "Энергорынок", грн. 

Предлагается отказаться от модели оптового рынка электроэнергии с существующей конкуренцией производителей и продавать электроэнергию пулу, т.е. в ГП «Энергорынок». Последний выбирает производителей электроэнергии из ряда тепловых генерирующих компаний в соответствии с их характеристиками относительных приростов расхода условного топлива (ХОП) по критерию минимума суммарного расхода топливо в целом по ОЭС .

Расчеты краткосрочных (от суток до недели) режимов работы энергоблоков ТЭС в переменной части графика нагрузки производятся на всех ступенях диспетчерского управления ежедневно. Результаты этих расчетов в виде диспетчерских графиков активной нагрузки с распределением ее между энергоблоками (электростанциями) являются основным документов, на основании которого дежурный диспетчер ведет режим энергосистемы и обеспечивает его надежность и экономичность.

Задача заключается в нахождении значений активных мощностей (g= 1, …, n) энергоблоков, при которых достигается минимум суммарных издержек И на топливо в ОЭС

где цена условного топлива g−ого энергоблока, часовой расход условного топлива g−ого энергоблока.

Расход топлива на ТЭС при нагрузке P определяется путем интегрирования относительных приростов расхода условного топлива энергоблока

где относительный прирост расхода условного топлива энергоблокa.

Оптимальный режим должен выбираться из числа допустимых, удовлетворяющих условию баланса активной мощности в системе

где -суммарная нагрузка энергосистемы

и ограничений в форме неравенств

где - мощность, передаваемая по линии.

Для достижения минимума суммарных издержек на топливо формируется функция Лагранжа

где неопределенный множитель Лагранжа.

Условие минимума функции

(2.4)

Отсюда

Из выражения (2.4) следует, что для обеспечения минимума расхода условного топлива в ОЭС нагрузка энергоблоков должна быть такой, чтобы величина удельного прироста расхода энергоресурсов этих агрегатов была одинаковой для каждого момента времени

С учетом вышесказанного почасовое распределение суммарной электрической нагрузки по критерию минимума расхода топлива в целом по ОЭС

при равенстве относительных приростов расхода топлива (b) на ТЭС с учетом потерь в сетях

и с учетом ограничений по балансу мощностей, по потокам активной мощности контролируемых ЛЭП, по скорости изменения нагрузки электростанций и др. следует признать более целесообразным для ОЭС Украины .

Для повышения точности результатов оптимизации режимов работы ТЭС необходим учет погрешности характеристик относительного прироста расхода топлива, вызванной старением оборудования энергоблоков. Старение оборудования вызывает случайные отклонения фактических ХОП от расчетных. Несовпадение расчетных и фактических ХОП вызывает перерасход топлива в энерогосистеме .

Деятельность АЭС, ТЭЦ, ГЭС, ветровых установок, прочих производителей регулируется НКРЭ. Сохраняется государственная монополия на передающие сети и продажу электроэнергии распределительным энергопередающим компаниям (облэнерго) и конечным потребителям.

3. Понятие норматива потерь электроэнергии

В формулах (1.3)-(1.4) под нормативами ТРЭ подразумевают потери электроэнергии (в абсолютных единицах или в процентах установленного показателя), рассчитанные на основе так называемых нормативных характеристик технологического расхода электроэнергии (НХТРЭ) и структуры баланса электроэнергии в базовом периоде [5,6]. НХТРЭ – это зависимость норматива технологических потерь от структурных составляющих поступления и отпуска электроэнергии. В радиальных сетях нормативная характеристика переменных (нагрузочных) потерь электроэнергии имеет вид:

(3.1)

где ―переменная (нагрузочная) составляющая нормативных потерь электроэнергии; отпуск электроэнергии в сети в расчетный период Т; А, С –коэффициенты модели.

Для определения норматива потерь по НХТРЭ не нужны ни схемы сетей, ни нагрузки узлов, ни законы электротехники.

В таблице 4.1 приведено динамику полезного отпуска электроэнергии и нормативных потерь на передачу электроэнергии в электрических сетях 800-0,38 кВ Минтопэнерго у 1991-2011г.г., полученных с помощью методики ГНД 34.09.104-2003 [6].

Таблица 4.1. Динамика полезного отпуска и нормативных потерь электроэнергии на ее передачу в сетях 800-0,38 кВ

Год

Полезный отпуск электроэнергии, млрд кВтч

Нормативные потери, млрд кВтч

1991

253,6

22,6

1992

227,4

22,7

1993

205,4

20,7

1994

179,2

20,3

1995

168.3

20,3

1996

164,3

20,6

1997

151,9

20,8

1998

131,0

19,7

1999

125,0

20,2

2000

124,2

21,0

2001

124,7

22,3

2002

123,4

23,4

2003

129,1

23,4

2004

135,0

22,3

2005

137,8

21,7

2006

143,4

22,8

2007

148,3

22,4

2008

147,9

21,9

2009

134,5

21.4

2010

147.5

23,0

2011

150,9

22,5


В соответствии с данными таблицы 4.1 в 1991-2011 годах норматив потерь электроэнергии колеблется относительно среднего значения 21,7 млрд.кВт∙ч в границах 19,7−23,4 млрд. кВт∙ч, т.е. не зависит от полезного отпуска электроэнергии, который изменился с 253,6 млрд. кВт∙ч в 1991 году до 150,9 млрд.кВт∙ч в 2011 году.

Нормативные потери также состоят из условно-постоянных и переменных потерь электроэнергии. Условно-постоянные (нерабочие) нормативные потери электроэнергии не зависят от полезного отпуска электроэнергии и остаются практически постоянными за весь расчетный период. Переменные нормативные потери зависят от квадрата полезного отпуска электроэнергии. За период 1991-2011 годы полезный отпуск снизился в 1,68 раза , следовательно, согласно формуле (3.1), переменная составляющая нормативных потерь должна снизиться в (1,68)2 , т.е. в 2,82 раза. Соответственно должна снижиться общая величина нормативных потерь электроэнергии. Таблица 4.1 этого не отражает. Не удивительно, что в последнее время в формах статотчетности 1-б ТРЭ отчетные потери (шифр строки 6) могут быть значительно меньше нормативных ТРЭ (шифр строки 10). Виртуальная разница между ними имеет реальное денежное выражение.

В 2011 году отпуск электроэнергии в сети ОЭС Украины составил 173,53 млрд кВт∙ч, потребление нетто − 150,97 млрд кВт∙ч. Потери электроэнергии в электрических сетях всех классов напряжения−22,56 млрд кВт∙ч или 13%. Львиная доля потерь −в распределительных электрических сетях 154−0,38 кВ.

По некоторым облэнерго потери значительно выше: Черновцыоблэнерго –25 %, Закарпатьеоблэнерго –21,04 %, Киевоблэнерго –22,06 %. Последние цифры потерь вызывают сильное недоверие, поскольку при таких величинах потерь не может быть обеспечено качество электроэнергии (по напряжению) в узлах сети.

Таких относительных величин фактических потерь электроэнергии нет ни в одной развитой стране. Для сравнения: в Германии – 5%, Италии – 6,4%, Франции – 7,4%, США – 5,4%, Японии – 5,5%.

В Российской Федерации средний уровень потерь в сетях также составляет 13%, однако для многократно большей, чем в Украине, протяженности сетей.

В международной практике принято считать нерентабельными передачу и распределение электроэнергии, если потери превышают 6-8% от поступления из-за дополнительных потерь миллионов тонн условного топлива, издержек на компенсацию потерь электроэнергии, завышенных розничных тарифов и, соответственно, завышенных цен на промышленную и сельскохозяйственную продукцию, дополнительную нагрузку на электросети, падение качества электроэнергии по напряжению и т.п.

Причины огромных потерь электроэнергии обусловлены реальными условиями эксплуатации распределительных сетей.

  • Электрические сети общего назначения сегодня находятся в неудовлетворительном техническом состоянии, больше половины их изношены на 100%, отсутствует какой-либо мониторинг технического и прогнозного состояния электрических сетей. Качественной электроэнергией обеспечивается лишь 60-65% потребителей. Показатель надежности электроснабжения характеризуется в настоящее время длительностью отключений более чем 100 часов в год в расчете на одно хозяйство (на порядок выше, чем в развитых странах). Потери при передаче электроэнергии из-за износа верхнего проводящего слоя линий недопустимо велики и составляют сегодня 15-20%, а в некоторых случаях и до 40%.

  • Хаотический характер застройки городов, насыщение квартир новым поколением бытовой электроаппаратуры, несанкционированный отбор электроэнергии в основном мелким и средним теневым бизнесом, а также неплатежеспособным населением порождают случайную несимметрию нагрузки фаз линий, что способствует появлению токов и соответственно потерь электроэнергии в нулевом проводе [16].

  • Урбанизация страны, развал сельского хозяйства, отток сельского населения в города обусловливают неполнофазные режимы электроснабжения (двухфазные, однофазные линии обезлюдивших поселков), что вызывает дополнительные потери электроэнергии [17].

  • В условиях двусторонних договоров в электрических сетях значительно возрастают потери электроэнергии из-за влияния друг на друга потоков энергии в общих элементах сети (эффект нелинейности потерь): от взаимодействия потоков электроэнергии в общих элементах j-той сети возникает дополнительный технологический расход электроэнергии, который должен учитываться в расчетах тарифов с помощью повышающих коэффициентов нелинейности потерь активной и реактивной электроэнергии и который должен оплачивать потребитель [14].

  • Нескомпенсированные перетоки реактивной мощности в электрических сетях увеличивают потери активной (реактивной) мощности и напряжения[12].

  • Из-за электромагнитных процессов в трансформаторах тока и напряжения и переменных режимов работы потребителей возникают технические потери в измерительном комплексе (ИК). Результирующая ошибка ИК остается отрицательной при всех возможных значениях нагрузки трансформаторов тока и напряжения, что свидетельствует о систематическом недоучете потребленной электроэнергии[15].

  • Уродливая топология распределительных сетей ОЭС Украины.

Распределительные электрические сети ОЭС насчитывают около 1 млн. километров воздушных и кабельных линий электропередачи напряжением 0,38 - 150 кВ, из них 47% приходится на сети 0,38 кВ. Неудовлетворительное состояние электрических сетей, их несоответствие действующим нормам и режимам электропотребления, а также низкий уровень приборов учета приводит к значительному росту технологических затрат при транспортировке электроэнергии. 85 % всех потерь приходится на долю ЛЭП, нагрузочные потери электроэнергии которых обратно пропорциональны квадрату напряжения, поэтому переход на систему «глубокий ввод» 10/0,38 кВ, т.е. использование линий 0,38 кВ только для ввода к потребителю существенно уменьшил бы потери электроэнергии.

Перечисленные факторы влияют на передачу и распределение электроэнергии, вызывая рост потерь мощности (электроэнергии) и потерь напряжения в элементах электрической сети и, соответственно, рост отклонений напряжения на зажимах электроприемников. Дополнительные (сверхнормативные) потери мощности увеличивают максимум нагрузки, что приводит к снижению согласованного с потребителями уровня надежности электроснабжения. Дополнительные же потери напряжения приводят к нарушению нормированного качества электроэнергии (по напряжению) (рисунок 4.1).

В соответствии с [7] нормирование технологического расхода электроэнергии – это научнообоснованное определение плановой меры (нормы) расхода при ее передаче и распределении. Нормативы технологического расхода электроэнергии устанавливают предельные значения показателей экономичности электроснабжения потребителей при определенных (регламентированных) условиях эксплуатации.

В качестве регламентированных условий следует назвать:

  1. надежная поставка электроэнергии в соответствии с условиями, оговоренными в лицензиях и договорах;

  2. потребители электрической энергии имеют право на получение электроэнергии, показатели качества которой определены госстандартами;

  3. передача, распределение и поставка электроэнергии потребителям должны быть осуществленны наиболее экономичным образом.

Надежность означает согласованное с потребителями число кратковременных отключений продолжительностью не более часов в год

(4.2)

Качество электроэнергии (по напряжению) означает, что не менее 95 % случайных значений отклонений фазных напряжения потребителя должны находиться в нормально допустимых границах (рисунок 4.1)

(4.3)

Рисунок 4.1. Гистограмма случайной величины отклонения фазных напряжений в контролируемом узле нагрузки.

Экономичность электроснабжения означает, что технологический расход электроэнергии на ее передачу должен быть нормативным.

Структура фактических потерь электроэнергии при ее передаче в распределительных сетях может быть представлена в виде суммы нормативных и сверхнормативных потерь

Сверхнормативные потери обусловлены перечисленнями выше условиями, которые влияют на передачу и распределение электроэнергии, вызывая рост потери мощности (электроэнергии) и потери напряжения в элементах электрической сети и, соответственно, рост отклонений напряжения на зажимах электроприемников. Дополнительные (сверхнормативные) потери мощности увеличивают максимум нагрузки, что приводит к снижению согласованного с потребителями уровня надежности электроснабжения. Дополнительные же потери напряжения приводят к нарушению нормированного качества электроэнергии (по напряжению) (рисунок 4.2).

Рисунок 4.2. Влияние реальных условий эксплуатации распределительных сетей на показатели надежности, качества и экономичности электроснабжения потребителей.

С помощью таблицы 4.1 выбираются адекватные мероприятия по снижению потерь (МПС), вставляются в расчетную схему и с помощью программного комплекса Энерголокатор проводятся расчеты режима сети до выполнения регламентированных условий эксплуатации (4.2)-(4.3).

Таблица 4.1. Причины сверхнормативных потерь электроэнергии и мероприятия по их снижению

п/п

Причины сверхнормативых потерь электроэнергии

Мероприятия по снижению сверхнормативных потерь электроэнергии

1.

Износ оборудования (линий, трансформаторов и др.)

Замена физически изношенных

• стальных проводов на сталеалюминиевые;

• трансформаторов на новые и др.

2.

Систематическая и случайная несимметрия токовой нагрузки фаз линий

Симметрирование нагрузки фаз линий:

• периодическое перераспределение нагрузок между фазами;

• установка симметрирующих тиристорных устройств;

• замена нулевого провода на провод большего сечения.

3.

Потоки избыточной реактивной мощности

Установка регулирующих и компенсирующих устройств:

• БСК;

• трансформаторов с РПН;

• шунтирующих реакторов;

• СК

4.

Несанкционированный отбор электроэнергии

• АСКУЭ

• АСКУЭ БП;

• Биллинг;

• Социальная норма потребления электроэнергии

5.

Неполнофазные режимы работы линий электропередачи

Замена нулевого провода на провод большего сечения

6.

Аварийные переключения в распределительной сети

В зависимости от категории потребителей:

• АПВ;

• АВР;

• резервные перемычки;

• петлевые схемы;

• переход на систему «глубокий ввод» 10/0,4 кВ.

7.

Недоучет потребления электроэнергии из-за погрешности

измерительного комплекса

Учет погрешностей элементов измерительного комплекса (ТТ и ТН) в зависимости от нагрузки.

Компенсация с помощью МСП сверхнормативных потерь обеспечит равенство фактических потерь нормативным

.

Критерием эффективности МСП является надежное, качественное и экономичное электроснабжения потребителей, которое обеспечивается при нормативном значении потерь электроэнергии на ее передачу и распределение.

Таким образом, если обеспечивается надежное снабжение потребителей качественной электроэнергией, то только в этом случае сопровождающие передачу электроэнергии потери должны оплачиваться потребителями. Они то, по существу, и являются нормативом потерь. В противном случае, т. е. если не выполняются основные функции энергопередающей компании, ни о каких нормативах потерь не может быть и речи.

4. Перекрестное субсидирования

В действующей модели ОРЭ имеет место дотационная система как на уровне производителей, так и на уровне потребителей.

По итогам девяти месяцев 2012 года средний тариф покупки электроэнергии от всех генераций на Оптовом рынке электроэнергии составил 43,52 коп/кВт·ч. Средний тариф для теплоэлектроцентралей, которые дотируются за счет Энергоатома и Укрэнерго, составил 119,26 коп/кВт∙ч. Дополнительные затраты ОРЭ в 2012 году на покупку электроэнергии ТЭЦ достигли 5,617 млрд грн.

На компенсацию «зеленого» тарифа (средний для электроэнергии из возобновляемых источников — 281,07 коп/кВт∙ч) ОРЭ израсходовал всего 1,986 млрд грн, потому что объем их электроэнергии в общем балансе пока невелик — около 835 млн кВт·ч.

Облэнерго покупают электроэнергию у ОРЭ по 56 коп/кВт∙ч, населению продают по 28,02 коп/кВтч, а промышленности для 2-го класса напряжения−89,62 коп/кВт·ч.

Для покрытия убытков облэнерго из-за существующей разницы в тарифах и придумали «дотационные сертификаты». После подачи соответствующих бумаг в НКРЭ облэнерго получают компенсацию от ОРЭ. Суммарная стоимость этих компенсаций в 2012 году составила 35 млрд грн. Таким образом, стоимостной дисбаланс - 42,6 млрд. грн (35 млрд + 5,617 млрд + 1,986 млрд) [21].

Снижение оптовой рыночной цены, розничных тарифов на электроэнергию, технологического расхода электроэнергии, а также рациональная топология распределительных сетей, компенсация избыточных потоков реактивной мощности и др. снижают и объем дотаций (рисунок 5.1).

Небольшой объем дотаций перекрестного субсидирования в Украине может быть оправдан причинами экономического характера. Промышленный сектор Украины отличается энергоемкостью своих производств, поэтому, дабы ограничить неоправданную трату дорогих энергоресурсов, следует удерживать высокий уровень тарифов для промышленных потребителей. Таким образом, если подвести предварительный итог, в целом перекрестное социальное субсидирование может стать эффективным инструментом, регулирующим потребление электроэнергии.


Рисунок 5.1. Формирование цен и тарифов на электроэнергию.

5. Модель системы зонных тарифов на электроэнергию

Чтобы отразить неравномерность удельных затрат на производство электроэнергии, связанную с резко выраженными в течение суток колебаниями потребности в электроэнергии, НКРЭ ввело в практику расчетов с потребителями зонные тарифы на электроэнергию.

Постановлением НКРЭ от 04.11.2009 г. №1262 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

Величины тарифных коэффициентов и продолжительность зонных периодов приведены в таблице 6.1.

Таблица 6.1. Тарифные коэффициенты и продолжительность зонных периодов н−ночной; пп−полупиковый; п−пиковый периоды

Период времени

Тарифные коэффициенты

Продолжительность периода времени, ч

Ночной

0,35

7

Полупиковый

1,02

11

Пиковый

1,68

6


Выбор тарифных коэффициентов (см. таблицу 6.1 ) не учитывает конфигурацию суточных графиков нагрузки потребителей j-го класса напряжения в различных энергопередающих компаниях. 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 kнерминмах≥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.

Кроме того, 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. 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 [8]. Действующие сейчас тарифные коэффициенты не обеспечивают баланс затрат, т.е. экономия затрат в ночной период не равна (≠) перерасходу затрат в полупиковый+ пиковый периоды. Следовательно, промышленным потребителям невыгодно применять введенные Постановлением НКРЭ от 04.11.2009г .№1262 тарифные коэффициенты для каждого периода суток.

Между тем научнообоснованные пропорции между тарифными ставками различных зон графика нагрузки могли бы стать важным фактором энергосберегающей политики. Стимулируя выравнивание суточного режима электропотребления, они способствуют снижению расхода топлива за счет улучшения режима работы оборудования, уменьшения числа пусков и остановов котлов и турбин (на пуск одного энергоблока мощностью 300 МВт затрачивается 70 т мазута).

Отсутствие резко выраженной максимальной нагрузки ОЭС снизит потери электроэнергии в линиях, трансформаторах и т.д. Снизится необходимость вводов в период максимума нагрузки неэкономичных пиковых электростанций, перевода в форсированный режим всех генерирующих мощностей, что приведет к экономии топлива и т.д.

6. Плата за потребленную реактивную энергию

Компенсация избыточной реактивной мощности направлена, в основном, на уменьшение потерь активной мощности при эксплуатации распределительных сетей и одновременно на улучшение качества напряжения. Кроме того, компенсирующие устройства, устанавливаемые в распределительных сетях промышленных предприятий, обеспечивают оптимальный баланс реактивной мощности и запас устойчивости в узлах нагрузки.

Идеальным решением с технической точки зрения была бы выработка реактивной мощности компенсирующими устройствами, расположенными вблизи каждого потребителя. Однако чем больше мощность КУ и соответственно аппаратуры управления и защиты, тем он дороже.

Для нахождения приемлемого решения потребителю приходится сопоставлять стоимость установки КУ, дополнительной аппаратуры управления и защиты с учетом расходов на эксплуатацию с экономией на оплате за потребленную реактивную мощность, на стоимости потерь в распределительных сетях, а также с выигрышем, получаемым за счет улучшения напряжения у потребителя.

Для решения поставленной задачи необходима достоверная оценка платы за потребленную реактивную энергию. Действующая в настоящее время «Методика обчислення плати за перетікання реактивної електроенергії між електропередавальною організацією та її споживачами» [18] не соответствует задекларированным целям, не стимулирует потребителей к уменьшению перетоков реактивной мощности, а наоборот способствует выводу из функционирования средств КУ и ликвидации приборов ее учета, что ставит под сомнение целесообразность ее использования.

Согласно действующей методике [18] плата за потребление и генерацию реактивной энергии определяются тремя составляющими

где −основная плата за потребление и генерацию реактивной энергии, грн; −надбавка за недостаточное оснащение электрической сети потребителя средствами компенсации реактивной мощности (КРМ), грн; −скидки за участие потребителя в регулировании суточного режима энергосистемы. грн.

Основная плата за потребление и генерацию реактивной энергии определяется по формуле

где −объем потребленной реактивной энергии в точке учета, кВАр∙ч; −объем генерации потребителем реактивной энергии в сеть энергопоставщика, кВАр∙ч; К=3−коэффициент ущерба от генерации реактивной энергии из сети потребителя; −экономический эквивалент реактивной мощности, кВт/кВАр; Т−средняя закупочная цена на электроэнергию, грн/кВт∙ч.

Штрафной коэффициент К, призванный учесть возможный ущерб энергопоставщику в период ночных провалов графика нагрузки от генерации потребителем реактивной энергии, произвольно принят равным 3. В итоге плата только за генерируемую реактивную энергию для потребителя составляет 90-95% общей стоимости.

Нельзя априори вводить для всех без исключения потребителей огромный штраф за возможный ущерб. Необходимо не допускать перекомпенсации на границе балансовой принадлежности и это может быть оговорено в договоре. Лишь при нарушении договорных условий к потребителю могут быть применены штрафные санкции.

Надбавка за недостаточное оснащение электрической сети потребителя средствами КРМ в действующей методике определяется по формуле

где −базовое значение коэффициента стимулирования капитальных вложений в средства КРМ в электрической сети потребителя; −штрафной коэффициент, возрастающий от 1 до 4, начиная со значения и ниже.

В формуле для присутствуют сразу два штрафных коэффициента:и , т.е. потребитель наказывается дважды.

На наш взгляд, за установку, управление, обслуживание и защиту КУ в своих электрических сетях потребитель должен получить долю эффекта от снижения

  • потерь активной электроэнергии (мощности) в электрических сетях

  • энергопоставщика,

  • напряженности энергобалансов,

  • затрат топлива на генерирующих электростанциях,

а также за услуги по поддержанию напряжения в соответствии с действующими стандартами.

Ниже предлагаются наиболее вероятные варианты расчета за потребленную реактивную энергию.

Вариант 1.

Реактивная мощность узла нагрузки (потребителя) в режиме максимума покрывается мощностью , предоставляемой энергопоставщиком, и мощностью компенсирующего устройства , установленного у потребителя (рисунок 7.1). В результате фактическое потребление реактивной мощности равно

.

Рисунок 7.1. Треугольник мощностей при наличии КУ у потребителя.

В результате разгрузки линий по реактивной мощности переток к потребителю от энергопоставщика снижается на величину мощности КУ

где значение определяют по данным контрольного замера фактического потребления реактивной мощности от энергопоставщика в часы максимума нагрузки потребителя в точке учета по формуле

где −30-минутный максимум активной нагрузки в расчетный период, кВт.

Это приводит к

  • снижению потерь активной и реактивной мощностей в передающих элементах сети (линиях, трансформаторах)

  • снижению потери напряжения в линии

Выбор мощности КУ следует производить таким образом , чтобы на шинах у потребителя обеспечить качество электроэнергии по напряжению, надежность и экономичность электроснабжения. При этом за счет уменьшения потерь активной и реактивной мощностей снижается напряженность энергетических балансов.

В варианте 1 оплате подлежит фактически потребленная реактивная мощность

где реактивная мощность (энергия) потребителя, кВАр, кВАр∙ч; (реактивная мощность (энергия) КУ, применение которых обеспечило надежное, качественное и экономичное электроснабжение потребителя, кВАр, кВАр∙ч;−плата за потребленную реактивную энергию, грн; Т—тариф на активную электроэнергию, грн/кВт·ч; —экономический эквивалент реактивной мощности, кВт/кВАр.

В часы минимальных нагрузок в энергосистеме от предприятия требуется отключение КУ или полная компенсация реактивной мощности.

Экономический эквивалент реактивной мощности (ЭЭРМ) есть показатель удельной эффективности применения КУ, показывающий, как изменяются потери активной мощности в сети при изменении реактивной мощности на единицу для каждого конкретного потребителя индивидуально, исходя из реальных условий передачи ему реактивной мощности по сетям энергопередающей компании. ЭЭРМ позволяет отказаться от среднего экономического (базового) значення коэффициента реактивной мощности.

Рассчитывается ЭЭРМ с помощью компютерной программы Энерголокатор методом численного дифференцирования по формуле

Компютерный подход позволяет определять удельное снижение потерь активной мощности как сумму показателей для распределительной и питающей сетей

Кроме того, потребитель оплачивает стоимость установки КУ, дополнительной аппаратуры управления и защиты с учетом расходов на их эксплуатацию.

Вариант 2.

У потребителя отсутствует компенсирующее устройство и реактивная мощность узла нагрузки в режиме максимума покрывается мощностью, предоставляемой энергопоставщиком (рисунок 7.2)

Рисунок 7.2. Треугольник мощностей при отсутствии КУ у потребителя.

Разгрузка элементов сети по реактивной мощности отсутствует и потери активной, реактивной мощностей и потери напряжения вычисляются по формулам

, ,

При этом потребителю не гарантируется качество электроэнергии, надежность и экономичность электроснабжения.

Помимо платы за потребленную энергию перечисленные факторы требуют от потребителя дополнительных затрат из-за

  • нарушений качества электроэнергии (по напряжению) в узле нагрузки,

  • превышения количества и продолжительности оговоренных в договоре кратковременных отключений потребителя,

  • производства, передачи, распределения сверхнормативного ТРЭ,

Увеличение потерь напряжения в передающих элементах сети нарушает требование ГОСТ 13109-97 в отношении качества напряжения. Если требование ГОСТ не выполняется, то ущерб от отклонения напряжения от номинального значения в узлах нагрузки определяется по формуле

,

где b―стоимость ущерба в процентах в квадрате (%)2 на 1 кВт∙ч; отклонение напряжения в узле нагрузки по отношению к номинальному; −энергия, потребленная в промежутке времени t, для которого производится расчет [19].

Стоимость сверхнормативных потерь определяется как произведение тарифа Т на величину сверхнормативных потерь

.

В варианте 2 потребитель оплачивает не только потребленную реактивную мощность, равную его реактивной нагрузке , но и компенсирует затраты, связанные со сверхнормативными потерями активной энергии в магистральной и распределительной сетях и нарушением качества энергии по напряжению в узлах нагрузки

.

Таким образом, потребителю в рыночных условиях должна быть предоставлена альтернатива:

  • или установить компенсирующее устройство вблизи места потребления реактивной мощности и дополнительную аппаратуру управления и защиту к нему с учетом расходов на эксплуатацию,

  • или не устанавливать КУ, а платить штраф за потребленную реактивную энергию и возмещать тот ущерб от дополнительных потерь активной энергии, который может быть причинен избыточным потоком реактивной мощности из энергосистемы к потребителю .

7. Методическое обеспечение расчетов

Решение изложенных выше задач производится с помощью вероятностного схемотехнического метода расчета сети при значениях ряда исходных данных и результатов расчета в вероятностной форме.

При всех типах расчетов используется поэлементный, пофидерный подход без эквивалентирования при следующих условиях:

  1. Сети 0,38 кВ могут быть представлены:

  • городскими кабельными линиями (неразветвленные линии с участками различного сечения и равномерно распределенной нагрузкой);

  • сельскими воздушными линиями (разветвленные линии с равномерно распределенной вдоль участков нагрузкой);

  • промышленными линиями с сосредоточенной в конце нагрузкой.

  • транзитными линиями.

  1. Линии могут быть 3-х, 2-х или 1-о фазными.

  2. Нагрузка линий задается средними фазными токами. Токовая нагрузка потребителей определяется с помощью показаний счетчиков; АСКУЭ; АСКУЭ БП; программного комплекса биллинг; социальной нормы потребления электроэнергии.

  3. Замкнутые контуры распределительных сетей размыкаются.

  4. Расчетный режим сбалансирован.

  5. Расчеты потокораспределения проводяться для реальных условий эксплуатации т. е. с учетом

  • случайной несимметрией токовой нагрузки фаз линий;

  • неполнофазных режимов;

  • нескомпенсированных перетоков реактивной мощности;

  • несанкционированного отбора электроэнергии;

  • нелинейности ТРЭ;

  • износа оборудования (линий, трансформаторов, счетчиков);

  • незапланированных переключений схемы;

  • недоучета потребления электроэнергии из-за погрешностей ИК.

Программное обеспечение расчетов.

Многофункциональный программный комплекс (шифр «Энерголокатор») предназначен для автоматизации электротехнических расчетов в распределительных сетях ОЭС в реальных условиях эксплуатации.

Рекомендуемые Системные требования к программе Энерголокатор

  • Операционная система: Windows 2000, XP и выше.

  • Процессор: Pentium 1,6 ГГц.

  • Объем ОЗУ: 512 Мб.

  • Объем свободного дискового пространства: 200 Мб.

Структура Энерголокатора

  • графический редактор схем электросетей;

  • справочники электротехнического оборудования;

  • база данных абонентов электросетей;

  • база данных измерительных приборов;

  • учет показателей измерительных приборов с привязкой по времени;

  • репликация данных с уже имеющейся на предприятии биллинговой системой;

  • модуль стохастической вариации;

  • расчетный модуль;

  • предоставление результатов расчета в графо-аналитической форме либо в форме отчетов;

  • экспорт данных о результатах расчета для дальнейшей обработки.

Графический редактор схем электросетей Энерголокатора включает:

  • схемы электросетей с возможностью их группирования;

  • справочники энергетического оборудования (воздушные и кабельные линии, двух и трехобмоточные трансформаторы, БСК и др.) с возможной коррекцией данных;

  • журнал учета активной и реактивной электроэнергии потребителей;

  • журнал переключений в электросетях;

  • журнал сообщений, оповещающий об ошибках при анализе и расчете схем;

  • навигатор – миниатюрное отображение текущей схемы.

Перед выполнением процедуры расчета Энерголокатор автоматически проверяет правильность введения схем электросетей на соответствие напряжений питания и номинальных напряжений элементов электросети, направлений токов, переключений. В случае возникновения ошибки анализатор укажет в каком месте и в какое время она произошла.

Основные функции Энерголокатора

  • расчет установившихся режимов работы сетей с учетом реальных условий эксплуатации;

  • поиск «проблемных» фидеров, в которых имеет место несанкционированный отбор электроэнергии;

  • расчет объемов несанкционированного отбора электроэнергии;

  • расчет сверхнормативных потерь электроэнергии;

  • выбор МСП, в том числе мощности, количества и мест установки КУ;

  • приведение к норме потерь электроэнергии;

  • расчет платы за потребленную реактивную мощность;

  • энергоаудит;

  • рекомендации по энергосбережению.

Результаты расчетов

В результатах расчетов для каждого элемента электросети отображается информация о количестве поступившей активной и реактивной электроэнергии, потерях активной и реактивной электроэнергии в абсолютных и относительных единицах. Для каждого из узлов отображаются отклонения напряжения в узлах.

Данные статистической обработки части выходных данных (например, напряжений узлов) значительно надежнее и достовернее детерминированных результатов. Визуализация данных в графоаналитическом виде позволяет быстро и удобно оценивать обстановку, состояние и условия эксплуатации каждого элемента либо узла электросети.

С помощью графического редактора схем электросетей Энерголокатор позволяет быстро формировать расчетную модель электросети и вносить все необходимые для расчетов данные [20]. Сочетание методов имитационного моделирования и поэлементного подхода способно наиболее подробно и объективно представить реальную картину потокораспределения в элементах расчетной модели электросети. За счет этого удалось значительно повысить информативность результатов расчета, которая особо важна в условиях неопределенности части исходной информации. Результаты расчетов легко читаются специалистами отрасли и позволяют принимать на их основании обоснованные решения.

Скачать демонстрационную версию программы Энерголокатор, изучить ее возможности можно по адресу в сети Интернет: http://www.energyexpert.com.ua.

Выводы

  1. Действующая «Тимчасова методика розрахунку роздрібного тарифу на спожиту електроенергію, тарифу на передачу електроенергії місцевими (локальними) електромережами та тарифу на постачання електроенергії» по 2-м классам напряжения, утвержденная НКРЭ Постановлением № 564 от 05 мая 1998, устарела.

  2. Чтобы потребитель в своем классе напряжения не платил за потребленную электроэнергию по повышенному тарифу, розничные тарифы на электроэнергию должны рассчитываться по 4 –м классам напряжения.

  3. Модель оптового рынка электроэнергии (ОРЭ) с его конкуренцией производителей в энергетике Украины не дает положительных результатов. Переход к модели единственный покупатель сдерживает повышение оптовых рыночных цен и, следовательно, рост розничных тарифов по классам напряжения; снижает объем дотаций перекрестного субсидирования как на уровне производителей, так и на уровне потребителей; не производит усложнения оперативно-диспетчерского управления; отпадет необходимость в создании Администратора торговой системы, оптового и розничных рынков; минимизирует расход дефицитного топлива в целом по ОЭС.

  4. Введено понятие норматива технологического расхода электроэнергии и методика его определения с учетом реальных условий эксплуатации (износа оборудования, несимметрии нагрузки фаз, неполнофазных режимов и т.д.).

  5. Тарифные ставки, дифференцированные по зонам суток, должны быть различными в различных энергопередающих компаниях, учитывая конфигурацию их суточных графиков нагрузки. Потребители получают ориентиры для оптимального планирования потребления электроэнергии в зависимости от времени суток, в различные дни недели и в различные сезоны, что позволяет им снизить расходы на электроэнергию. В итоге каждому потребителю будет предоставлено право выбора из 196 вариантов тарифных ставок подходящего для него варианта в соответствии с его режимом потребления и финансовыми возможностями на основе расчетов и сравнений. В итоге потребители будут рассчитываться за электроэнергию по дифференцированным тарифам и эффективно участвовать в регулировании графика суммарной нагрузки, выигрывая при этом в величине платы за потребленную электроэнергию и мощность.

  6. Что касается платы за потребленную реактивную мощность, то в рыночных условиях потребителю должна быть предоставлена альтернатива:

  • или установить компенсирующее устройство соответствующей мощности вблизи места потребления реактивной мощности и оплачивать только часть реактивной нагрузки (энергии) и дополнительную аппаратуру управления и защиты к нему с учетом расходов на эксплуатацию (причем в часы минимальных нагрузок от предприятия требуется полная компенсация реактивной мощности или отключение КУ)

  • или не устанавливать компенсирующее устройство, а платить за потребленную реактивную мощность (энергию) в полном объеме и возмещать тот ущерб, который может быть причинен избыточным перетоком реактивной мощности к потребителю.

  1. Программный комплекс Энерголокатор, в котором используется поэлементный подход, свободное структурирование электросетей, является инструментом при расчете режимов распределительной сети в реальных условиях эксплуатации, определении норматива технологического расхода электроэнергии при ее передаче и системы розничных тарифов на электроэнергию.

Литература

  1. Постанова НКРЕ від 06.05.1998 № 564 Про затвердження «Тимчасової методики розрахунку роздрібного тарифу за спожиту електроенергію, тарифу на передачу електроенергії місцевими (локальними) електромережами та тарифу на постачання електроенергії».

  2. Постанова НКРЕ від 02.04.2001 № 309 про затвердження порядку визначення тарифів на передачу електроенергії місцевими (локальними) електромережами та тарифів на постачання електроенергії для ліцензіатів з постачання електричної енергії за регульованим тарифом.

  3. Методы оптимизации режимов энергосистем/ В.М. Горштейн, Б.П. Мирошниченко и др.; Под редакцией В.М. Горнштейна.−М.: Энергия, 1981.

  4. Дерзский В.Г. Многоцелевая оптимизация режимов энергосистем.−Киев.:Наукова думка, 1992.

  5. Постанова НКРЕ від 30.11.2001 № 1179 щодо затвердження Тимчасового положення про порядок розрахунку економічних коефіцієнтів нормативних технологічних витрат електроенергії.

  6. ГНД 34. 09.104-2003 Методика складання структури балансу електроенергіїв електричних мережах 0,38-154 кВ, аналізу його складових і нормування технологiчних витрат електроенергiї, який затверджено наказом № 757 Мінпаливенерго України від 17.12.03.

  7. Основные положення по нормированию расхода топлива, тепловой и электрической энергии в народном хозяйстве / Госплан СССР, НИИ планирования и нормативов.−М.: Атомиздат, 1980.

  8. Дерзский В.Г. Расчет тарифных коэффициентов по зонам суток к розничным тарифам для промышленных потребителей //Энергетическая политика Украины.-2004.-№ 6.

  9. Дерзский В.Г, Скиба В.Ф. Обоснование уровня нормативных потерь электроэнергии в распределительных сетях // Енергетика та електрифікація.-2007.-№ 12.

  10. Дерзский В.Г., Мозенков О.В. Анализ эффективности функционирования оптового рынка электроэнергии // Енергетика та електрифікація.-2009.-№5.

  11. Дерзский В.Г., Скиба В.Ф. Выбор мероприятий по снижению потерь электроэнергии в распределительных сетях // Енергетика та електрифікація.-2009.-№ 8.

  12. Дерзский В.Г. Плата за потребленную реактивную мощность //Новини енергетики.- 2010. – №8.

  13. Дерзский В.Г., Скиба В.Ф. Моделирование задач энергосбережения в энергопередающих компаниях //Енергетика та електрифікація.-2010.- №11.

  14. Дерзский В.Г. Распределение технологического расхода электроэнергии в общих элементах электрической сети между различными потребителями //Энергетика и электрификация.-2001.- № 3.

  15. Лях В.В., Квицинський А.О. Оцінка втрат електроенергії при влаштуванні обліку з використанням вимірювальних трансформаторів//Новини енергетики.-2002.-№ 7.

  16. Дерзский В.Г., Скиба В.Ф Моделирование несимметрии нагрузки фаз линий в расчетах потерь электроэнергии при ее передаче в условиях неопределенности // Энергосбережение Энергетика Энергоаудит.-2007.-№ 6.

  17. Дерзский В.Г., Скиба В.Ф. Потери электроэнергии и напряжения в сетях 0,38 кВ при неполнофазных режимах работы в условиях неопределенности //Енергетика та електрифікація.-2008.-№ 8.

  18. Методика обчислення плати за перетікання реактивної електроенергії між електропередавальною організацією та її споживачами // Офіційний вісник України.- 2002.- №6.

  19. Пелисье Р. Энергетические системы. ― М.: Высш.школа, 1982.

  20. Дерзский В.Г., Скиба В.Ф. Многофункциональный программный комплекс для автоматизации электротехнических расчетов в распределительных сетях// Электрические сети и системы.-2010.- № 6.

  21. Дергачева О. Реформирование рынка электроэнергии в Украине: вскочить в уходящий поезд//Зеркало недели. -2012.-№41.