Учет и реализация электроэнергии. Курс лекций по теме 1 Учет и реализация электрической энергии
 Скачать 0.52 Mb.
|
|
Лекция 9. Тарифы на электроэнергию на оптовом и розничном рынках. Рынок электроэнергии в настоящее время только формируется, вводя в эту сферу такие понятия, как менеджмент и маркетинг. Анализ тарифных систем в электроэнергетике является одним из важнейших маркетинговых исследований и направлен на решение таких задач, как повышение конкурентоспособности на рынке, поддержание устойчивого финансового положения, быстрая адаптация к изменениям во внешней среде, минимизация рынка при обосновании инвестиционных решений, ценообразование на электроэнергию и услуги по электроснабжению. Правильно сформированный тариф не только стимулирует спрос на электроэнергию, но и помогает сгладить противоречия между поставщиками, потребителями и властями региона. Конфликты интересов часто возникают из-за отсутствия эффективного взаимодействия энергоснабжающей организации и потребителей при разработке и реагировании тарифов. Принципы ценообразования на электроэнергию При разработке тарифов учитываются две основные технико-экономические особенности энергетического производства: 1. Совпадение во времени производства и потребления электроэнергии. 2. Неравномерность потребления в течение суток и на протяжении года. При формировании тарифов на электроэнергию в регионе можно выделить три последовательных стадии: определение совокупной стоимости обслуживания и среднего тарифа; дифференциация тарифных ставок по группам и категориям потребителей в соответствии с издержками электроснабжения и расчет базовых (прейскурантных) тарифов; разработка специальных тарифов, направленных на реализацию определенных целей и отклоняющихся индивидуальных издержек электроснабжения. Стоимость обслуживания потребителей региона Совокупная стоимость обслуживания представляет собой необходимую валовую выручку энергокомпании в расчетном периоде; она включает суммарные текущие издержки и прибыль и является основой для определения среднего по региону тарифа. Для его расчета следует стоимость обслуживания разделить на объем электропотребления за расчетный период. Средние тарифы дифференцируются по регионам страны в зависимости от условия энергетического производства и характера электрических нагрузок. В вертикально-интегрированной энергокомпании суммарные издержки обычно включают затраты на производство, передачу и распределение электроэнергии. Выделяются переменная составляющая издержек, которая зависит от объема производства, и постоянная, зависящая только от установленной мощности энергоустановок и стоимости основных фондов компании. Постоянные издержки играют особую роль в электроэнергетике вследствие высокой капиталоемкости отрасли, необходимости создания пиковых и резервных мощностей и поддержания их в постоянной готовности к электроснабжению. Состав постоянных и переменных издержек должен устанавливаться нормативными калькуляциями, утвержденными Федеральной энергетической комиссией. Для оптимизации издержек энергокомпании нормативный подход должен быть дополнен выбором поставщиков топлива, оборудования и ремонтных услуг исключительно на конкурсной основе. Особая проблема — установление нормы прибыли в стоимости обслуживания. До сих пор прибыль в большинстве российских энерго-компаний рассчитывается по статьям расходов, которые компания собираются финансировать из прибыли. Очевидно, что такой метод формирования прибыли инициирует рост средних тарифов. Решение проблемы состоит в переходе при разработке тарифов к норме прибыли на инвестируемый капитал. Норма прибыли должна быть достаточной, чтобы гарантировать финансовую устойчивость энергокомпании при необходимости привлекать дополнительный капитал. Изложенные выше предложения по совершенствованию регулирования стоимости обслуживания в вертикально-интегрированной компании в совокупности позволяют оптимизировать среднерегнональный тариф на электроэнергию на более низком уровне и стабилизировать его динамику в перспективе. Виды тарифов на электроэнергию Базовый двухставочный тариф Как отмечалось выше, постоянные издержки энергокомпании, обеспечивают создание генерирующих мощностей и поддержание их в готовности к несению нагрузки. Поэтому они называются еще «издержками на обеспечение мощности», или «издержками по нагрузке». В частности, к ним относятся амортизационные отчисления, расходы по эксплуатации и ремонту оборудования, некоторые налоги. Указанные издержки, гак же как и нормативная прибыль, служащая источником прироста основного капитала, должны оплачиваться всеми потребителями в независимости от режима электроиотреблення. Отсюда вытекает необходимость раздельного возмещения постоянных издержек (вместе с прибылью) и неременных затрат, (Вменяющихся пропорционально объему производства электроэнергии (это главным образом затраты на топливо). Следовательно, каждый потребитель оплачивает энергокомиании в расчетном периоде определенную часть постоянных издержек пропорционально абонируемой (заказанной) мощности и часть переменных пропорционально объему фактически потребленной электроэнергии. 'Гак образуется тариф, состоящий из двух ставок: основной за 1 кВт мощности (нагрузки) потребителя и за 1 кВт-ч электроэнергии. Модель двухставочного тарифа является исходной, базовой для различных модификаций, в том числе для получения простого одноставочного тарифа. Общая плата за электроэнергию при этой системе тарифа будет  Средняя стоимость 1 кВт-ч будет равна  В случае превышения установленной в договоре мощности, участвующей в максимуме ЭЭС, основная плата исчисляется по фактической мощности, но, как правило, в виде штрафа по повышенной ставке а’ > а. Рассмотренный тариф может предусматривать дифференцирование дополнительной платы со сниженной ставкой за энергию, потребленную в часы минимальных нагрузок ЭЭС (обычно в часы ночного провала графика). В этом случае платежи за электроэнергию определяются по выражению:  где Wн — энергия, потребленная в часы минимальных нагрузок ЭЭС; W— общее потребление энергии; b1—дополнительная плата за энергию, потребленную в часы минимальных нагрузок; b2>b1 — дополнительная плата за энергию, потребленную в течение других часов суток. Одноставочный тариф (тариф по счетчику электроэнергии) предусматривает плату Т только за электроэнергию в киловатт-часах, учтенную счетчиками:  где Т1- тарифная ставка за 1 кВт-ч потребленной электроэнергии; Wа - количество потребленной энергии, учтенной счетчиками. Эта система тарифов широко используется при расчетах с населением и другими непромышленными потребителями. При одноставочном тарифе плата растет пропорционально потреблению, что ведет к отрыву тарифа от стоимости обслуживания. Тем не менее, он применяется для населения и маломощных потребителей. Дифференцированные тарифы. Основной принцип ценообразования: тарифы должны основываться на полных издержках электроснабжения, т. е. стоимости обслуживания. Эти издержки изменяются в достаточно широких пределах в зависимости от времени производства электроэнергии, условий энергоснабжения и энерготехнологических характеристик различных потребителей. Поэтому ставки платы должны дифференцироваться во временном разрезе, по группам и категориям потребителей, а также по видам электропотребляющих процессов. Временная дифференциация тарифов вызвана неравномерностью электропотребления и заключается в применении ставок, различающихся по часовым зонам суток, дням недели и сезонам года. В часы ночного минимума нагрузки энергосистемы, когда имеются свободные мощности и прирост выработки возможен с наименьшими издержками, устанавливаются пониженные ставки платы за электроэнергию. Наоборот, в часы пиковых нагрузок предлагаются максимальные тарифы. Могут также применяться отдельные ставки платы за мощность для зон базовой и пиковой нагрузок суточного графика. В зависимости от характера годового графика нагрузки энергосистемы назначаются различные ставки для зимнего и летнего сезонов. Все это требует определения постоянных и переменных издержек производства электроэнергии по зонам графиков нагрузок с учетом состава работающего оборудования. Расчет этих тарифов базируется на концепции краткосрочных предельных затрат — дополнительных затрат, необходимых для покрытия единицы прироста спроса в пределах существующей мощности электростанции и пропускной способности электрических сетей энергосистемы. Такой подход к тарифам на электроэнергию стимулирует увеличение потребления ее во внепиковые периоды, что, как известно, ведет к снижению общих издержек электроснабжения и средней цены. Внутрисуточная дифференциация тарифных ставок потребует дополнительных затрат, связанных с организацией раздельного учета потребления электроэнергии. Поэтому важно четко определить ее цель. В первую очередь такие тарифы следует предлагать тем потребителям, которые имеют реальные возможности и изъявляют готовность снизить пиковую нагрузку или увеличить электропотребление в часы спада нагрузки (организация дополнительных смен в промышленности). Также они могут быть применены для энергоемких промышленных предприятий с равномерным графиком нагрузки в целях снижения среднего тарифа для таких потребителей. В тоже время нецелесообразно внедрение днфференцированых по зонам суток тарифов для потребителей, которые, в силу технологических ограничений или определенного стиля поведения, не могут и не собираются менять режим электропотребления. Дифференциация по группам потребителей (промышленность, население, сельское хозяйство, транспорт и т. д.) обусловлена отраслевыми различиями в режимах электропотребления, объемах спроса на энергию и мощность, затратах в электрораспределении. Так, удельная стоимость обслуживания крупного промышленного потребителя с высоким коэффициентом нагрузки, получающего электроэнергию непосредственно or высоковольтной ЛЭП и имеющего собственную трансформаторную подстанцию, значительно отличается от издержек электроснабжения бытового потребителя с неравномерной в течение суток нагрузкой и потребностью в дорогих трансформаторах и низковольтной распределительной сети. В целях более полного отражения в тарифах на электроэнергию дополнительных затрат энергокомпании на повышение уровня надежности электроснабжения потребителям могут устанавливаться надбавки (скидки) к ставке платы за мощность (при двухставочном тарифе). Надбавки (скидки) устанавливаются для различных групп потребителей в соответствии с их классами надежности, определяемыми в зависимости от количества и характеристик источников и схем электроснабжения, а также ввода резервного питания. Специальные тарифы разрабатываются в целях повышения энергоэффективности в потребительском секторе; финансовой поддержки отдельных потребителей; социальной зашиты. Специальные тарифы отличаются от рассмотренных выше, как правило, более индивидуальным подходом к потребителям, а также тем, что в процессе целевого регулирования допускается их отклонение от стоимости обслуживания. Например, для стимулирования энергосбережения тариф повышается с ростом электропотребления. Тарифы управлении энергоэффективностью. Такие тарифы могут быть предложены потребителям энергокомпаний в рамках программы управления спросом, а также регулирующими органами в процессе реализации региональной энергетической стратегии. Один из подходов, направленных на либерализацию тарифной политики при усилении взаимодействия энергокомпании с потребителями, состоит в следующем. Для группы промышленных потребителей разрабатывается комплект моделей многоставочного тарифа на электроэнергию (тарифное меню), стимулирующих различные направления рационализации электропотребления в зависимости от энерготехнологических и функциональных характеристик потребителей. Каждый потребитель выбирает из предложенного набора наиболее приемлемую для себя модификацию. При этом учитываются такие факторы: • прогноз роста объемов производства и электроемкости продукции; • резервы экономии электроэнергии и повышения уровня электрификации; • перспективные режимы электропотребления; • возможности повышения коэффициента мощности в электросетях. После выбора тарифной модели потребитель заявляет ее энергокомпании, что фиксируется в договоре. Реализуя выбранную модель с помощью соответствующих проектов и мероприятий по рационализации, потребитель сам снижает для себя стоимость 1 кВт-ч энергии. Тарифы финансовой поддержки. Применяются при неблагоприятной для энергетических предприятий-потребителей рыночной конъюнктуре, а также в кризисных ситуациях в экономике. В России эта проблема особенно актуальна для градообразующих промышленных предприятий. В качестве одного из возможных вариантов можно использовать гибкий договорной тариф на электроэнергию, изменяющийся в зависимости от цены продукции предприятия-потребителя. Если цена снижается при сокращении спроса ниже определенного предела, снижается и тариф. Если цена на продукцию потребителя пошла вверх, то, начиная с некоторого уровня, растет и тариф. Таким образом, удается согласовать интересы потребителя, энергокомпании и региона. Социально ориентированные тарифы учитывают объемы электропотребления в разных по материальной обеспеченности группах населения, тип жилища, долю расходов на электроснабжение в семейном бюджете и т. д. В частности, цена на электроэнергию может возрасти с увеличением потребления, так как считается, что семьи с низким доходом имеют меньше электроприемников. Эго стимулирует рост электропотребления в домах, где живут малообеспеченные семьи, в то время как потребители с большим объемом будут его сокращать. Контрольные вопросы: Назовите основные технико-экономические особенности энергетического производства? Назовите стадии, которые можно выделить при формировании тарифов на электроэнергию в регионе? Перечислите тарифы на электрическую энергии? Укажите особенности базового двухставочного тарифа. Укажите особенности одноставочного тарифа. Дифференцированные тарифы. Их особенности. Чем отличатся специальные тарифы от других тарифов? Лекция 10. Документация и отчетность при реализации электроэнергии Расчеты за потребляемую электроэнергию являются одной из основополагающих позиций договорных взаимоотношений между потребителями и энергоснабжающей организацией, учитывающих интересы обеих сторон. Эти вопросы находятся в центре внимания на самом высоком государственном уровне и отражены в ряде законодательных правительственных документов, в том числе: в Законе Российской Федерации «Об энергосбережении» №28-ФЗ, принятом Государственной Думой 13 марта 1996 г., в котором указана необходимость обеспечения обязательного приборного учета всего объема производимых и потребляемых энергоресурсов; в статьях 541, 543 и 544 Гражданского кодекса, в котором подчеркивается, что количество переданной электрической энергии определяется в соответствии с данными приборов учета о ее фактическом потреблении и т.д.; в Законе Российской Федерации «Об обеспечении единства измерений», который устанавливает правовые основы обеспечения единства измерений в Российской Федерации; в Правилах учета электрической энергии (утв. Минтопэнерго РФ и Минстроем РФ 19, 26 сентября 1996 г.); в Типовой инструкции по учету электроэнергии при ее производстве, передаче и распределении (РД 34.09.101-94), которая содержит основные положения по учету электроэнергии при ее производстве, передаче и распределении, устанавливает требования к организации, составу и правилам эксплуатации систем учета электроэнергии и мощности. Характеристика балансов электроэнергии Прогнозируемый объем внутреннего электропотребления и значение сальдового перетока экспорта-импорта электроэнергии определяют необходимый объем производства электроэнергии. В зоне централизованного электроснабжения России производство электроэнергии в отчетном 2010 году составило 1000.52 млрд кВт.ч, прирост к предыдущему году составил 5,1 %. Согласно прогнозу в 2020 году объем производства электроэнергии должен увеличиться до 1260,64 млрд кВт.ч, при этом среднегодовой прирост показателя за период с 2011 года составляет 2,1%; в 2030 году - до 1521,23 млрд кВт.ч, среднегодовой прирост за период с 2021 года -1,9%. Общий прирост необходимого производства электроэнергии в 2020 году по сравнению с отчетным 2010 годом составит 260,12 млрд кВт.ч, в том числе за счет роста экспортной составляющей (сальдо перетока) - на 31,63 млрд кВт.ч (с 15,77 млрд кВт.ч в 2010 году до 47,4 млрд кВт.ч в 2020 году). К 2030 году за 10-летний период (2021—2030 годы) прирост необходимого объема производства электроэнергии в зоне централизованного электроснабжения России составит 260,59 млрд кВт.ч. Рост экспортной составляющей при этом заданный период оценивается в размере 4,8 млрд кВт.ч (в 2030 году -52,2 млрд кВт.ч). Таким образом, средние темпы роста необходимого производства электроэнергии в этот период частично снижаются за счет уменьшения роста величины экспорта. Сводные балансы электроэнергии в зоне централизованного электроснабжения России и в ОЭС на 2015—2020—2025—2030 годы представлены в таблицах 2.3.2.1 — 2.3.2.11. Выработка электроэнергии на гидроэлектростанциях учтена среднемноголетней величиной. Для ОЭС Сибири и ОЭС Востока, имеющих в структуре генерирующих мощностей большую долю ГЭС, выполнен также расчет на маловодные условия. Сокращение выработки электроэнергии на ГЭС ОЭС Сибири и ОЭС Востока вследствие маловодных условий требует увеличения выработки на ТЭС. В 2020 году потребность в дополнительной выработке на ТЭС в ОЭС Сибири составляет 9,35 млрд кВт.ч, в ОЭС Востока — 3,25 млрд кВт.ч. В 2030 году дополнительная потребность в выработке на ТЭС в ОЭС Сибири составляет 11,23 млрд кВт.ч, в ОЭС Востока —3,61 млрд кВт.ч. Выработка электроэнергии на атомных электростанциях учтена их базисной загрузкой в течение 7000—"500 часов/год дтя новых АЭС (порядка 3500 часовтод в первый год эксплуатации). В период до 2017 года при определении выработки электроэнергии на действующих АЭС учтены графики ремонтов энергоблоков и коэффициенты на неплановое снижение мощности, зависящие от типа энергоблока. Объем производства электроэнергии ВИЭ (возобновляемыми источниками электроэнергии) определен исходя из следующих положений: ■ ветровыми электростанциями, БиоТЭЦ и геотермальными электростанциями — исходя из числа часов использования установленной мощности в течение 1000—2500 часов год, 4000—5000 часовтод и 5300—6200 часов год соответственно; ■ малыми ГЭС — на основании показателей среднемноголстней выработки электроэнергии малых ГЭС — аналогов, действующих или находящихся в стадии проектных разработок и расположенных в конкретных регионах. Требуемый годовой объем производства электроэнергии на ТЭС для обеспечения баланса электроэнергии в целом в зоне централизованного электроснабжения России составляет 864,4 млрд кВт.ч в 2020 году и увеличивается до 969,0 млрд кВт.ч в 2030 году. При этом годовая загрузка ТЭС характеризуется числом часов использования установленной мощности, которое в целом по зоне централизованного электроснабжения России в период до 2020 года изменяется в диапазоне 4400—4700 часов/год. При этом в ОЭС Северо-Запада число часов использования установленной мощности будет составлять порядка 3500— 4300 часов/год д, в ОЭС Центра - 3700—4200 часов год в ОЭС Юга - 3900— 4600 часов/год, в ОЭС Средней Волги- 3900—4800 часов/год, в ОЭС Урала- 5100— 5600 часов год, в ОЭС Сибири - 4800—5400 часов/год и в ОЭС Востока - 3900—4800 часов/год В последующий период с ростом потребности в электроэнергии и снижением избытков мощности в балансах энергообъединсний загрузка ТЭС увеличится, и число часов использования установленной мощности ТЭС возрастет к 2030 году в целом по зоне централизованного электроснабжения России до 4900 часов/год В ОЭС Северо - Запада оно оценивается 4700 часов/год, в ОЭС Центра — 4200 часов/год, в ОЭС Средней Волги— 4500 часов/год в ОЭС Юга —4300 часов/год, в ОЭС Урала — 5600 часов/год, в ОЭС Сибири — 5200 часов/год и в ОЭС Востока — 5400 часов/год. При этом увеличение нормативного резерва мощности за счет учета температурного фактора при прохождении максимума нагрузки приводит к сокращению годовой загрузки ТЭС в 2030 году в целом в зоне централизованного электроснабжения России примерно на200—250 часов. Контрольные вопросы Перечислите законы в которых отражены основополагающих позиции договорных взаимоотношений между потребителями и энергоснабжающей организацией, учитывающих интересы обеих сторон? Какими положениями определяется объем производства электроэнергии ВИЭ? Литература Воротницкий В.Э. Норматив потерь электроэнергии в электрических сетях. Как его определить и выполнить? Новости электротехники, №6(24), 2003г. Воротницкий В.Э. Нормирование и снижение потерь электроэнергии в электрических сетях: результаты, проблемы, пути решения. Энергоэксперт, №3, 2007г. стр. 10-19. Могиленко А. Снижение потерь электроэнергии. Подход к планированию и оценке мероприятий. – Новости электротехники, №4(40), 2006г. Тихомиров М. М. Приборы учеты электрической энергии: учеб. пособие для СПО. / М. М. Тихомиров. - Волгоград: Издательский Дом «Ин-Фолио», 2011. – 160 с. Интернет-ресурсы |