Методика технико-экономического обоснования перехода электропотребителей на дифтариф Текст научной статьи по специальности «Экономика и бизнес»

УДК 621.311.16+654.032.3

МЕТОДИКА ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОГО ОБОСНОВАНИЯ ПЕРЕХОДА ЭЛЕКТРОПОТРЕБИТЕЛЕЙ НА ДИФТАРИФ

Ярошко В.М. - к. э. н.

Энергосбыт ОАО «Кубаньэнерго»

Никишова М.В. - аспирант Муляр Е.В. - аспирант Кубанский государственный технологический университет

Разработана методика предельных оценок экономической целесообразности перехода электропотребителей с двухставочного на дифференцированный тариф. Авторы, аналитически выделяя и оценивая «тарифную» и «технологическую» составляющие ожидаемого экономического эффекта, доказывают, что существующие (в Краснодарском крае) региональные расценки дифференцированного тарифа дают явное превалирование первой составляющей по сравнению со второй. Серией машинных расчетов показано, что для электропотребителей выгоден переход на дифтариф, получая экономический эффект только от первой составляющей и не неся практически никаких затрат. При этом из-за малой величины второй («технологической») составляющей им невыгодно осуществлять затраты на «сглаживание» своих пиковых нагрузок, включая расходы на разработку и внедрение АСКУЭ, что профанирует идею создания дифтарифа. Так, по масложир-комбинату «Краснодарский» расчетная среднесуточная величина «тарифной» составляющей экономии затрат на электроэнергию (без какого-либо переноса электронагрузки) составляет 6,41 %, а «технологическая» доля прибавки (даже при 20 % переносе суточного объема электронагрузки из условно «дорогих» в «дешевые») не превышает 0,19 %.

It was worked out the method of marginal valuations of economic expediency for transfer of electrical consumers from double-rate to differential electricity rate. Emphasize and value the «tariff» and «technological» constituents of economic capacity with the help of analytical methods authors prove, that the existent regional (in Krasnodar territory) valuations of differential rate give evident domination of the first constituent in comparison with the other. It was shown with the help of machine calculations that it is profitable for electrical consumers after transfer to diftariff to get economic capacity only with the first constituent practically without any expenses. At that, because of the minor second «technological» constituent it is disadvantageously for them to accomplish costs for «evening-out» of their peak loads, including expenses for working out and application of АБ КЦЕ, that profane the idea of diftariff creation. For example, on МОК «Krasnodarskiy», the engineered average daily value of «tariff» constituent of savings on costs for electric energy (without any transfer of electric load) will be 6,41

%, and «technological» part of increase (even with 20 % transfer of daily volume of electric load from de bene esse «expensive» into «cheap») will not exceed 0,19 %.

Основной целью создания АСКУЭ электропотребителей (АСКУЭ-ЭП) является снижение существенной составляющей расходов на электроэнергию в себестоимости выпускаемой продукции, что должно обеспечиваться решением соответствующих задач управления электрораспределением. Этому должна способствовать возможность ЭП маневрировать всем многообразием действующих региональных тарифов на электроэнергию, эффективно используя их на планируемом временном интервале, обусловленном договором с электроснабжающей организацией. Успешно достичь этой цели, оценивая по определенной методике не только ожидаемые прямые затраты, но и экономический эффект от планируемого к использованию тарифа по сравнению с неким базовым тарифом, можно, решая в АСКУЭ-ЭП задачи оперативного планирования электропотребления, предложенные в [1, 2]. Такая методика оценки текущих затрат в сопоставимых параметрах (критериях) эффективности в зависимости от применения того или иного тарифа должна быть представлена одной из обязательных функциональных задач АСКУЭ-ЭП, используя для этого в основном уже имеющуюся оперативную и нормативно-справочную информацию базы данных системы. Такая задача может и должна быть применена еще на стадии формирования требований к АСКУЭ [3] в виде техникоэкономического обоснования (ТЭО) ее создания, с последующим приложением полученных результатов к техническому заданию на разрабатываемую систему для обоснования реальности достижения вышеназванной цели.

В Краснодарском крае для ЭП пока действуют только три вида тарифа на электроэнергию: двухставочный тариф и два одноставочных за потребляемый объем электроэнергии - обычный и дифференцированный по временным зонам [4]. Оценить абсолютные и относительные расчетные эко-

номические эффекты от использования одного из тарифов (например, дифференцированного), приняв другой за базовый, можно только, проведя сравнительный маркетинговый анализ их расценок по методике, предложенной в [1, 2].

Однако, учитывая, что в «профилях» суточных нагрузок ЭП обычно отсутствует задание верхних и нижних пределов варьирования часовыми мощностями, провести детальный анализ в полном объеме по указанной методике невозможно. Поэтому ограничим ее расчетом экономического эффекта, получаемого ЭП только за счет переноса нагрузок из «дорогих» (с наибольшими расценками дифтарифа) в «дешевые» зоны суток (с наименьшими расценками), без возможной оптимизации плана электропотребления. В результате ЭП получит максимально возможный эффект от снижения затрат на электроэнергию, который выражается величиной электропотребления :

Дз = З2с^Здиф = (с^сН)ЛЖпн + (сП~сД)ДЖп~д + (с^сН)ДЖд~н. (1)

Здесь ЛЖ п н,ЛЖ п д,ЛЖ д н - объемы электроэнергии (кВт-ч), планируемые «перенести» соответственно из пиковых зон суток в ночную, из пиковых в дневные и из дневных в ночную; о 2 ст Ж ттг Р г> з

3 — с п + с р тах - затраты ЭП на оплату электроэнергии

по двухставочному тарифу (руб.); Здиф = СНЖН + СДЖД + СПЖП -

аналогичные затраты ЭП при оплате по дифтарифу, руб.,

где Ж - потребляемый суточный объем электроэнергии, кВт-ч;

Ж Н , Ж Д, Ж П - суточные объемы электроэнергии, потребляемые ЭП в ночную, дневную и пиковую зоны суток, кВт-ч.

Ртах - заявленная ЭП мощность нагрузки, участвующая в максимуме нагрузки энергосистемы, кВт;

сЖ, сР - расценки за потребляемый объем электроэнергии (руб./кВт-ч) и заявленную мощность, участвующую в максимуме нагрузки энергосистемы, руб./кВт;

сН, сД, сП - расценки за потребляемый объем электроэнергии в ночную, дневную и пиковую зоны суток, руб./кВт-ч.

В исходном выражении (1) можно выделить две составляющие затрат

за потребляемую ЭП электроэнергию: «тарифную» Д3т и «переносимую»

Д3пер, определяемые технологически допустимым объемом переносимой ЭП суточной нагрузки

Л3 = лЗт + ЛЗпер . (2)

Величина «тарифной» составляющей определяется имеющейся диспропорцией тарифных расценок

ЛЗт = 3 2ст — здиф (3)

а «переносимой» - ограничивается только объемом переносимой электронагрузки из пиковых зон в ночную зону

Д3пер = (сП-сН )ДЖп н. (4)

Объемами электроэнергии, переносимыми из других зон, можно пре-

небречь, ввиду их относительно малой величины по сравнению с (4), а также простоты и наглядности изложения алгоритма расчета. Экономический эффект от перехода ЭП с двухставочного на дифтариф целесообразно определять по формулам (2-4), введя коэффициент к, характеризующий

процент нагрузки, переносимой в ночную зону суток из пиковой зоны Ж

ЛЖпн = кЖп. (5)

Приняв для удобства расчетов периодичность съема данных с электросчетчика, равной 1 ч, а величину переносимой мощности электроустановок пропорциональной времени их работы, тогда в (5) объем электропотребле-

ния можно записать пропорциональным соответствующим величинам мощности

Д Р пер = кР П. (6)

Задавая в суточном плане объем электропотребления, планируемый ЭП к переносу из «дорогих» (пиковых) зон суток в «дешевые» (ночные)

Рпер , в кВт или в % суммарной мощности нагрузки в пиковое время РП по одной из точек учета (табл. 1), можно получить таблицы или построить рисунки-номограммы на каждую точку расчетного учета электроэнергии. По ним можно оперативно анализировать значения суточных и прогнозируемых (на задаваемый временной интервал) затрат и определять экономию затрат за потребляемый объем электроэнергии по дифференцированному и двухставочному (базовому) тарифам.

Приведенная методика апробирована при расчете ТЭО ряда ЭП различных тарифных категорий, в частности, на предприятии МЖК «Краснодарский». Результаты расчета для одной из точек учета (ячейка № 5) и сводный расчет для 12 расчетных (коммерческих) точек учета данного предприятия приведены в таблицах 2, 3 и показаны на рисунках 1, 2. Она легко реализуется на ЭВМ для экспресс-оценки экономического эффекта перехода на дифтариф любого ЭП и может быть включена в состав типовых задач как в АСКУЭ-ЭП, так и в АСКУЭ-РРЭ, например, в АРМ маркетологов электросбытовых организаций и РЭК.

Полученный результат подтверждает вывод авторов [5] о существующем явном «перекосе» соотношения краевых тарифных расценок на электроэнергию, при котором доля «тарифного» снижения затрат на примере МЖК «Краснодарский» по одной точке и сводная по всем точкам электроучета составляют соответственно 5,98 и 6,41 %, а доля «переносимого» (в пределах технологически возможного 20 % объема электроэнергии) добавит к ней лишь только 1,83 % (7,81-5,98) и 0,19 % (6,60-6,41).

Таблица 1 - Суточный план электропотребления МЖК "Краснодарский"

Рз =

тах

380 кВт

ячейка 5

на 04.03.2003г.

Р П = 1510 - максимально возможный объем переносимой нагрузки, кВт

Временной интервал, час

начало конец

1 0 1

2 1 2

3 2 3

4 3 4

5 4 5

6 5 6

7 6 7

8 7 8

9 8 9

10 9 10

11 10 11

12 11 12

13 12 13

14 13 14

15 14 15

16 15 16

17 16 17

18 17 18

19 18 19

20 19 20

21 20 21

22 21 22

23 22 23

24 23 24

Почасовая

нагрузка,

кВт

210

190

210

210

210

200

250

340

350

290

270

270

290

380

350

350

350

270

230

230

250

240

240

240

6420

8430,48

Всего электропотребление, кВт:

Всего затрат за электроэнергию, руб.

Удельные затраты на электроэнергию, руб ./кВт-ч

Всего затрат за усредненные сутки, руб. Удельные затраты за усредненные сутки, руб./кВт-ч

Почасовые затраты по та

двухставочныи

289,17

267,57

289,17

289,17

289,17

278,37

332,37

429,57

440,37

375,57

353,97

353,97

375,57

472,77

440,37

440,37

440,37

353,97

310,77

310,77

332,37

321,57

321,57

321,57

1,313

дифферен-

цированный

222,60

201,40

222,60

222,60

222,60

212,00

265,00

397,80

409,50

455,30

423,90

315,90

339,30

444,60

409,50

409,50

409,50

315,90

361,10

361,10

392,50

376,80

280,80

254,40

7926,20

1,235

7595,19

1,183

зифам, руб.

экономия

всего

66,57

66,17

66,57

66,57

66,57

66,37

67,37

31,77

30,87

-79,73

-69,93

38,07

36,27

28,17

30,87

30,87

30,87

38,07

-50,33

-50,33

-60,13

-55,23

40,77

67,17

504,28

0,079

835,29

0,130

%

23,02

24,73

23,02

23,02

23,02

23,84

20,27

7,40

7,01

-21,23

-19,76

10,76

9,66

5,96

7,01

7,01

7,01

10,76

-16,20

-16,20

-18,09

-17,18

12,68

20,89

5,98

9,91

Таблица 2 - Изменение затрат на электроэнергию при варьировании нагрузкой (по одной точке учета, ячейка № 5)

МЖК "Краснодарский" Р} = 380 кВт на 04.03.2003 г.

____________;______;___________________________ тау._________________________________________________________

Изменение нагрузки Изменение затрат по тарифам, руб. Экономия затрат на объем переносимой нагрузки за

двухставоч. дифференцированный сутки усредненные, руб. %

% кВт за сутки за сутки за уср. суткг всего, руб. % сутки месяц квартал год

0 0 8430,48 7926,20 7595,19 504,28 5,98 835,29 25406,64 76219,93 304879,73 9,91

1 15 8430,48 7918,50 7577,33 511,98 6,07 853,15 25950,01 77850,03 311400,11 10,12

2 30 8430,48 7910,80 7559,46 519,68 6,16 871,02 26493,38 79480,13 317920,50 10,33

3 45 8430,48 7903,10 7541,60 527,38 6,26 888,88 27036,74 81110,22 324440,89 10,54

4 60 8430,48 7895,40 7523,73 535,08 6,35 906,74 27580,11 82740,32 330961,28 10,76

5 76 8430,48 7887,70 7505,87 542,78 6,44 924,61 28123,47 84370,42 337481,66 10,97

6 91 8430,48 7879,99 7488,01 550,48 6,53 942,47 28666,84 86000,51 344002,05 11,18

7 106 8430,48 7872,29 7470,14 558,18 6,62 960,34 29210,20 87630,61 350522,44 11,39

8 121 8430,48 7864,59 7452,28 565,88 6,71 978,20 29753,57 89260,71 357042,83 11,60

9 136 8430,48 7856,89 7434,41 573,59 6,80 996,06 30296,93 90890,80 363563,21 11,82

10 151 8430,48 7849,19 7416,55 581,29 6,90 1013,93 30840,30 92520,90 370083,60 12,03

11 166 8430,48 7841,49 7398,68 588,99 6,99 1031,79 31383,67 94151,00 376603,99 12,24

12 181 8430,48 7833,79 7380,82 596,69 7,08 1049,66 31927,03 95781,09 383124,38 12,45

13 196 8430,48 7826,09 7362,96 604,39 7,17 1067,52 32470,40 97411,19 389644,76 12,66

14 211 8430,48 7818,39 7345,09 612,09 7,26 1085,38 33013,76 99041,29 396165,15 12,87

15 227 8430,48 7810,69 7327,23 619,79 7,35 1103,25 33557,13 100671,38 402685,54 13,09

16 242 8430,48 7802,98 7309,36 627,49 7,44 1121,11 34100,49 102301,48 409205,93 13,30

17 257 8430,48 7795,28 7291,50 635,19 7,53 1138,98 34643,86 103931,58 415726,31 13,51

18 272 8430,48 7787,58 7273,64 642,89 7,63 1156,84 35187,23 105561,68 422246,70 13,72

19 287 8430,48 7779,88 7255,77 650,60 7,72 1174,70 35730,59 107191,77 428767,09 13,93

20 302 8430,48 7772,18 7237,91 658,30 7,81 1192,57 36273,96 108821,87 435287,48 14,15

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

Рис. 1. Изменение затрат на электроэнергию при варьировании нагрузкой (МЖК "Краснодарский", ячейка ;№ 5)

Таблица 3 - Изменение затрат на электроэнергию при варьировании нагрузкой (сводные данные по 12-ти точкам учета)

МЖК "Краснодарский" р3 = 6360 кВт на 04.03.2003 г.

max

Изменение нагрузки Изменение затрат по тарифам, руб. Экономия затрат на объем переносимой нагрузки за

двухставоч. дифференцированный сутки усредненные, руб. %

% кВт за сутки за сутки за уср. сутки всего, руб. % сутки месяц квартал год

0 0 158254,50 148109,25 141380,55 10145,25 б,41 1б873,94 513249,07 1539747,20 б158988,81 10,бб

1 41 158254,50 148088,44 141332,29 10166,05 б,42 1б922,21 514717,23 1544151,70 б17бб0б,81 10,б9

2 82 158254,50 1480б7,б3 141284,02 10186,86 б,44 1б970,48 51б185,40 154855б,20 б194224,81 10,72

3 8б 158254,50 1480б5,19 141278,34 10189,31 б,44 1б97б,1б 51б358,13 1549074,38 б19б297,51 10,73

4 115 158254,50 148050,50 141244,27 10204,00 б,45 17010,23 517394,48 1552183,44 б208733,75 10,75

5 144 158254,50 148035,81 141210,19 10218,69 б,4б 17044,30 518430,83 1555292,50 б2211б9,99 10,77

б 173 158254,50 148021,12 14117б,12 10233,37 б,47 17078,37 5194б7,19 1558401,5б б233б0б,22 10,79

7 202 158254,50 14800б,43 141142,05 10248,06 б,48 17112,45 520503,54 15б1510,б1 б24б042,4б 10,81

8 230 158254,50 147991,75 141107,98 10262,75 б,48 1714б,52 521539,89 15б4б19,б7 б258478,б9 10,83

9 259 158254,50 147977,0б 141073,91 10277,44 б,49 17180,59 52257б,24 15б7728,73 б270914,93 10,8б

10 288 158254,50 1479б2,37 141039,84 10292,13 б,50 17214,бб 523б12,б0 1570837,79 б283351,17 10,88

11 317 158254,50 147947,б8 141005,7б 10306,81 б,51 17248,73 524б48,95 157394б,85 б295787,40 10,90

12 34б 158254,50 147932,99 140971,б9 10321,50 б,52 17282,80 525б85,30 1577055,91 б308223,б4 10,92

13 374 158254,50 147918,31 140937,б2 10336,19 б,53 1731б,88 52б721,бб 15801б4,97 б320б59,87 10,94

14 403 158254,50 147903,б2 140903,55 10350,88 б,54 17350,95 527758,01 1583274,03 б33309б,11 10,9б

15 432 158254,50 147888,93 1408б9,48 10365,57 б,55 17385,02 528794,3б 158б383,09 б345532,35 10,99

1б 4б1 158254,50 147874,24 140835,40 10380,25 б,5б 17419,09 529830,72 1589492,15 б3579б8,58 11,01

17 490 158254,50 147859,55 140801,33 10394,94 б,57 17453,1б 5308б7,07 1592б01,20 б370404,82 11,03

18 518 158254,50 147844,87 1407б7,2б 10409,63 б,58 17487,24 531903,42 1595710,2б б382841,05 11,05

19 547 158254,50 147830,18 140733,19 10424,32 б,59 17521,31 532939,77 1598819,32 б395277,29 11,07

20 57б 158254,50 147815,49 140б99,12 10439,01 б О 17555,38 53397б,13 1б01928,38 б407713,53 11,09

10 11 12 13 14 15 1б 17 18 19 20

159000

158000

157000

15б000

155000

154000

153000

152000

151000

150000

149000

148000

147000

14б000

145000

144000

143000

142000

141000

140000

2

иг

гр

е

н

Л

о

орт

рт

а

-РЗ -

Пеgеносимаянагрузкас%^

•Суточные затраты по дифтарифу, руб.

•Суточные затраты по двухставочному. тарифу, руб. •Суточные усредненные затраты по дифтарифу, руб.

Переносимая нагрузка, кВт

41 82 8б 115 144 173 202 230 259 288 317 34б 374 403 432 4б1 490 518 547 57б

2

5

8

9

0

Рис. 2. Изменение затрат на электроэнергию при варьировании нагрузкой (МЖК "Краснодарский", сводные данные)

Выводы и предложения

Анализ соотношения «тарифной» и «переносимой» долей экономических эффектов, получаемых ЭП Краснодарского края разных категорий, и потребляемой мощности наглядно показывает полное отсутствие стимулирующей роли дифтарифа (из-за искусственно заниженной «переносимой» доли эффекта), что профанирует саму его идею и назначение. Он подтверждает неэффективность (из-за получаемого мизерного экономического эффекта и, соответственно, большого сверхнормативного срока окупаемости) необходимых затрат на разработку и внедрение АСКУЭ-ЭП, даже при оптимизации их графиков электропотребления [1, 2].

Таким образом, получение ЭП (первой и второй категорий) существенной «тарифной» доли «нетрудового» дохода (только за счет установки многотарифных электросчетчиков и переоформления договора с электроснабжающей организацией) делает явно нецелесообразным создание полноценной АСКУЭ-ЭП - инструмента, позволяющего достичь максимально возможного эффекта для ЭП именно за счет рационального (путем оптимизации) распределения электронагрузки. Это наглядно подтверждает практика разработки и внедрения в крае АСКУЭ-ЭП, в которые закладываются в лучшем случае лишь начальные функции учета (сбор и отображение данных) электропотребления, сводя их к примитивным информационно-измерительным системам, а то и вовсе ограничивая автоматизацию электроучета только установкой многотарифных электросчетчиков.

Используя предложенную экспресс-методику, авторы подтверждают заключение [5] о том, что каждый процент превышения приведенных расценок двухставочного тарифа над дифференцированным дает только промышленным предприятиям (мощностью присоединения >750 кВА) снижение расходов за потребляемую электроэнергию около 1,5 %, а

электроснабжающим организациям - соответствующую величину выпадающих доходов. В связи с этим становятся весьма актуальными поста-

новка и решение «обратной» задачи определения оптимального соотношения вышеуказанных региональных тарифных расценок, сводя к нулю «тарифную» составляющую экономического эффекта, но максимально увеличивая долю «переносимой», по крайней мере, до нормативной окупаемости затрат на реализацию мероприятий по «переносу» нагрузки и создание полнофункциональных АСКУЭ-ЭП с указанным набором маркетинговых задач.

Список литературы

1. Ярошко В.М. Оптимизация суточного графика электропотребления предприятия / В.М. Ярошко, М.В. Никишова // Материалы третьего науч.-техн. семинара «Системы АСКУЭ и автоматизация расчетов с потребителями электроэнергии в энергосистемах», 16-20. 2002 г. М.: Науч.-учеб. центр «ЭНАС», 2002. 11 с.

2. Никишова М. В. Оптимизация электропотребления предприятия / М. В. Никишо-ва, В.М. Ярошко, Е.В. Ярошко // Материалы второй межвуз. науч.-метод. конференции «Электромеханические преобразователи энергии»: Сб. тезисов и докладов. Т.2. Краснодар: КВАИ, 2003. С. 37-40.

3. ГОСТ 34.601-90. Автоматизированные системы. Стадии создания.

4. Об утверждении тарифов на электрическую энергию. Решения РЭК Краснодарского края с 01. 02. 2001 г. по 01. 02. 2003 г.

5. Никишова М. В. Тарифная политика и АСКУЭ электропотребителей Кубани / М.В. Никишова, В.М. Ярошко // Материалы межвуз. научн. конференции «Энергосберегающие технологии и процессы в АПК». Краснодар: КубГАУ, 2003. С. 130-132.