CC BY
12ТАРИФЫ, ЦЕНООБРАЗОБАНИ£. ИНВЕСТИЦИИ
Кузовки н А. И., Д.Э.Н., проф.,
зав.лабораторией Института микроэкономики
О проекте Методических указаний по дифференциации тарифов на электрическую
энергию по зонам суток
Опубликованный в "Вестнике ФЭК России" №11-12 России 16 апреля 1997 г./2/двухставочный тариф
за 1998 г. проект методических указаний "О предусмотрен в качестве базы для утверждения
порядке расчетов тарифов на электрическую тарифов для всех категорий и груп потребителей
энерг ию, дифференцированных по зонам суток, на (двухставочных и одноставочных). потребительском рынке" посвящен актуальной нзоблеме, стоящей перед региональными энергетическими комиссиями и потребителями.
Однако, по нашему мнению, данный проект не 2. В разделе 2.1. приводится базовое уравнение (1)
лишен недостатков, и требует дальнейшего расчета тарифов на электроэнергию, дифференци-
оовершенствования в следующих направлениях. рованных по трем зонам суток.
Согласно уравнению (1) для одноставочного тарифа суммарная оплата предприятием-потребителем электроэнергии в пиковой,
1 '3 общих положениях рассматриваемого проекта полупиковой и ночной зоназ графика нагрузки
обмечается, что для промышленных и приравнен- должно быть равно среднему тарифу на
ribix к ним потребителям с присоединенной . электроэнергию для данного одноставочного
мощностью 750 кВт и выше может устанавливаться потребителя при его неизменном режиме
дифференцированная плата за 1кВт потребленной электропотребления по зонам суток,
электроэнергии по зонам суток как с сохранением При применении двухставочного тарифа
платы за 1 кВт.ч заявленной мощности, так и без применяется уравнение (2), в котором
нее. По нашему мнению, плату за заявленную осуществляется дифференциация только ставки за
мощность необходимо обязательно сохранить. В электроэнергию, сохраняя ставку за мощность,
г.оотивном случае потребители могут резко уравнение (1) примет вид: увеличить максимум нагрузки в пиковые часы энергосистемы (остро треугольный график
электрической нагрузки), не увеличивая, а даже ТэЭ = Тэ"Э" + ТэппЭпп + ТэнЭн , (2)
уменьшая объем электропотребления в пиковой зоне. В результате оплата электроэнергии не
увеличится, а энергосистема будет вынуждена где
отключать потребителей из-за возникшего Тэ - тарифная ставка за электроэнергию (без платы
дефицита мощности, либо дополнительно закупать за мощность),
мощность на ФОРЭМ, которая не оплачивается Э - суммарное потребление предприятием элек-
ютребителями. Необходимость сохранения платы троэнергии за расчетный период,
за мощность доказана нами и с позиций Т", Тпп, Тн - тарифные ставки за электро-энергию
оптимального программирования /1/. Этот соответственно: в пиковой, полупиковой и ночной
недостаток относится и к дифференцированным по зонах графика нагрузки;
времени суток тарифам на электроэнергию, Эп, Эпп, Эн - потребление электроэнергии соответст-
зведонным в 1997 г. на ФОРЭМ без платы за венно: в пиковой, полупиковой и ночной зонах
участие в максимуме нагрузки. В этом случае будут графика нагрузки, нести потери производители ФОРЭМ. Должен быть
единый подход к дифференциации по зонам суток В дальнейшем за основу мы берем уравнение (2),
'арифов на оптовом и потребительском рынках так как считаем, что для промышленных
электроэнергии. Согласно п. 26.1 "Методических потребителей мощностью 750 кВт и выше должен
указаний о порядке расчета тарифов на применяться только двухставочный тариф с
электрическую и тепловую энергию на дифференциацией тарифа за электроэнергию по
потребительском рынке", утвержденному ФЭК времени суток.
ТАРИФЫ. ЦЕНООБРАЗОВАНИЕ. ИНВЕСТИЦИИ.
На основе базового уравнения (1) рассматриваемого проекта определяется в разделе 2.4 численное значение пиковой тарифной ставки по формуле (9):
Тэ" = (Тср Э - Тпп Эпп - Тэи Э")/Э"
(9)
В проекте ошибочно в знаменателе берется электропотребление в пиковой и полупиковой зонах (Эп + Эпл), тогда как нужно делить только на Эп.
Формула (1) и вытекающая из нее формула (9) принципиально неверна. Указанные формулы применяются для каждого конкретного предприятия-потребителя, поскольку разные предприятия имеют различные режимы электропотребления, как отмечается в конце раздела 2.4. Однако, пиковая ставка, определенная по формуле (9), вытекающей из формулы (1), может оказаться ниже или выше переменных затрат (топливной составляющей затрат) пиковых электростанций, замыкающих пиковую зону графика нагрузки энергосистемы. С этой проблемой сталкивались еще в 1985 г. во время проведения эксперимента по внедрению дифференцированных по времени суток тарифов на электроэнергию в "Ленэнерго". Там дифференцировалась дополнительная плата за электроэнергию двухставочного тарифа согласно уравнению (2). Тогда, например, для Ижорского завода, участвующего в этом эксперименте, пиковая ставка была равна 1,319 коп/кВт.ч, а для Ленэнерго -1,53 коп/кВт.ч, которая также была определена по формуле (9), только для всех потребителей Ленэнерго. В результате при увеличении потребления электроэнергии Ижорским заводом в пиковой зоне Ленэнерго будет нести убытки, так как пиковая ставка для Ижорского завода ниже, чем затраты Ленэнерго, равные пиковой ставки 1,53 коп/кВт.ч. Выход из этой ситуации состоит в том, что пиковая ставка за электроэнергию должна быть равна переменным затратам энергосистемы в пиковой зоне, как показано в /1/. Только в этом случае изменение оплаты потребителем за электроэнергию при изменении режима электропотребления в пиковой зоне будет равно изменению затрат энергосистемы в пиковой зоне. Тем самым согласуются интересы потребителей и энергосистемы. Согласно принципам оптимального
программирования ставки тарифа за электро энергию в полупиковой и ночной зонах график; нагрузки также должны быть равны переменнь^ затратам полупиковых и базисных электростанцир соответственно, замыкающих полупиковую \ ночную зоны графика нагрузки энергосистемы /1/ Часто полупиковая ставка близка ставке Тэ зг электроэнергию двухставочного тарифа. Услови« (2) неизменности оплаты по ставке за электро энергию двухставочного тарифа и дифференциро ванным по времени суток ставкам тарифа при неизменности режима электропотребления пс времени суток предприятием-потребителел/ обеспечивается введением фиксированной плать О (которая может быть и отрицательной) зг подключение потребителя к сети:
Тэ Э = Тэп Э" + Тэпп Э™ + Тэн Эн + Р
о:
Величина Д фиксируется в договоре на расчетный период между АО-энерго и потребителем переходящим на дифференцированные пс времени суток тарифы на электроэнергию. Формулу (3) можно преобразовать к ниду:
Тэ = Тэп а" + Т» апп + Тэн ан + с! ,
где
(4)
а", апп, ан - доли электропотребления потребителя в пиковой, полупиковой и ночной зонах графика нагрузки,
с1 - фиксированная плата за подключение (коп/'кВт.ч). Отношение с1/Тэ показывает долю фиксированной платы в ставке за электроэнергию Тэ двухставочного тарифа при заданном в договоре объеме электропотребления Э. Обычно с)/Тэ находится в пределах 10-20% по абсолютной величине. В дальнейшем необходимо перейти к системе тарифов включающей фиксированную абонентную плату за присоединение и пользование электрической сетью. Эта абонентная плата равна постоянным затратам и нормативной прибыли энергосистемы на функционирование сети соответствующего уровня напряжения, к которой подключен потребитель. К этой абонентной плате и добавляется величина с1. Тогда основная плата двухставочного тарифа будет включать лишь
-зстояиные затраты на 1 кВт генерирующей «эщности и соответствующую нормативную
ибыль энергосистемы, •ассмотрим условный пример. Пусть в ергосистеме, состоящей только из тепловых ектростанций различных типов, переменные -^раты ГТУ, работающих на газотурбинном пливе, замыкающих пиковую зону, равны 20 сл/кВт.ч (40 коп/кгу.т * 0,5 кг/кВт.ч), полупиковых оков, работающих на газе и замыкающих лупиковую зону - 12 коп/кВт.ч (30 коп/кгу.т * 0,4 <Вг.ч), базисных электростанций, работающих газэ и замыкающих ночную зону - 8 коп/кВт.ч (30 /кгу.т * 0,27 кг/кВт.ч). Удельные расходы топли-з даны на отпуск электроэнергии до потребителя, - с учетом потерь в электрических сетях. 2гполнительная ставка Тэ двухставочного тарифа электроэнергию (т.е. переменные затраты ергосистемы на отпуск электроэнергии до ■■■ребителя во всех зонах графика нагрузки ием равными 9,4 коп/кВт.ч. Тэ получена при -эдующих предположениях: доля электроэнергии производимой пиковыми ГТУ составляет 0;05 ■ щего объема производимой электроэнергии (с ^ом потерь в сетях) в энергосистеме, доля ггроэнергии рпп, производимой полупиксвыми ?<тростанциями - 0,2 и доля электроэнергии рБ изводимой базисными электростанциями -"5. Тогда при такой структуре производства <троэнергии средние переменные затраты эгосистемы, равные ставке Тэ, составят:
Тэ = 20коп/кВт.ч*0,05 + 12коп/кВт.ч*0,2 + 8коп/кВт.ч*0,75:
ТАРИФЫ. ЦЕНООБРАЗОВАНИЕ. ИНВЕСТИЦИИ.
учетом потерь в сетях) в ночной зоне графика нагрузки только базисными электростанциями, равна 0,2 общего объема Э отпускаемой электроэнергии.
Пиковая ставка Тэп определяется на основе базового уравнения (1) согласно рецензируемому проекту методических указаний, т.е. уравнения (4^ при <3=0.
При данных нашего примера имеем:
Тэп* 0,25 + 12 * 0,55 + 8 * 0,2 = 9,4
(Ь)
= 9 4коп/кВт.ч
я электроэнергии а", производимой (с учетом ерь в сетях) в пиковой временной зоне графика эузки примем равными 0,25 общего объема Э жаемой электроэнергии в энергосистеме, в числе 0,0ь общего объема Э отпускаемой ктроэнергии дают пиковые электростанции, 5 - полуниковые электростанции и 0,15 - базис-элекгростанции. Доля электроэнергии (хпп, изводимой (с учетом потерь) в полупиковой менной зоне графика нагрузки, составляет 0,55 цего объема Э отпускаемой электроэнергии в эгосистеме, в том числе 0,15 - полупиковыми ктростанциями и 0,4 - базисными электростанции. Доля электроэнергии а", производимой (с
Отсюда Тэп = 4,8 коп/кВт.ч, т.е. пиковая ставка более, чем в 4 раза ниже переменных (топливных) затрат ГТУ, замыкающих пиковую зону, равных 20 коп/кВт.ч. Даже если принять Тэпп= Тэ = 9,4 коп/кВт.ч, то из уравнения (4) при с1=0 получим: Тэп = 8,9 коп/кВт.ч, что более, чем в 2 раза ниже переменных затрат ГТУ. Следовательно, при увеличении электропотребления в пиковой зоне энергосистема будет нести убытки, так как рост оплаты за электроэнергию значительно ниже затрат топлива.
На практике РЭКи включают в тариф на электроэнергию для промышленных потребителей субсидии населению и другим льготным потребителям, которые составляют 30-40% величины тарифа. Это искажает оценку тарифов и действительных затрат АО-энерго на отпуск электроэнергии промышленным потребителям в каждой зоне суток графика нагрузки. Поэтому субсидии не должны входить в тарифные ставки за электроэнергию и мощность, а должны быть даны в виде фиксированной отдельной абонентской платы промышленного потребителя, не зависящей от режима электропотребления. При этих данных соблюдается баланс производимой (с учетом потерь в сетях) электроэнергии в каждой временной зоне графика нагрузки и каждым типом электростанций:
Эп = ЭПпик + Опп ^ ПИК + Эпбаз = 0,25Э
Эпп = Опп ^ ПИК + Эпбаз = 0,55Э
Э" = Опп ^ ПИК + Э"баз = 0,2Э
0,05Э 0,2Э 0,75Э = Э
ТАРИФЫ. ЦЕНООБРАЗОВАНИЕ. ИНВЕСТИЦИИ.
По столбцам суммируются объемы электроанергии, отпускаемые одним типом электростанций в различных временных зонах графика нагрузки, по строкам суммируются объемы электроэнергии, отпускаемые в каждой временной зоне графика нагрузки различными типами электростанций. Из принятых значений отпускаемой электроэнергии базисными электростанциями и исходя из условий балансов электроэнергии и предположения равномерной загрузки единицы мощности базисных электростанций в каждой временной зоне графика нагрузки легко видеть, что соотношение долей электроэнергии, отпускаемой единицей базисной мощности в каждой временной зоне определяет и соотношение длительностей временных зон.
энергосистемы с равномерным графиком нагрузки
при от = 0,2; от = 0,53 и от■ = 0 27.
При этих данных уравнение (4) примет вид:
9,4= 12,5+ с1 Отсюда
(1 = -3,1 коп/кВт.ч (с1/Э = 25%), что меньше, чем (1 = - 3,8 коп/кВт.ч,
полученная в среднем для всех потребителей энергосистемы.
'■ *пп ~ ® ■¡аз/Эбаз:^лпбаз/ЭбатЭнбаз/Эбаз Легко видеть, что
гп = 0,1 ЬЭ/0,7ЬЭ - 24 часа = 4,8 часа, = 0,4Э/0,75Э * 24 часа = 12,8 часа, = 0,?Э/0,75Э = 6,4 часа
На практике мощность базисных электростанций в ночной зоне используется частично, на 80-90%, на соответствующую величину увеличивается длительность ночной зоны № и сокращается длительность пиковой и дневной зон. При указанных данных из уравнения (4) найдем значение с1:
9,4 = 20*0,25 + 12*0,55 +8* 0,2 +с). Отсюда
с1 = -3,8 коп/кВт.ч и с!/Тэ = 0,4 (40%).
В действительности переход на систему дифференцированных по времени суток тарифов на электроэнергию будет осуществляться не для всех потребителей энергосистемы, а для отдельных потребителей, готовых перейти на такую систему. Поэтому уравнение (4) должно выполняться для каждого потребителя. Рассмотрим, например, уравнение (4) для энергоемкого потребителя рассматриваемой
Система дифференцированных тарифов по зонам времени суток, где тариф на электроэнерг ию в пиковой и полупиковой зоне значительно выше, чем в ночной зоне и выше, чем действующая дополнительная плата за электроэнергию двух-ставочного тарифа дополнительно стимулирует энергоемкого потребителя переходить в ночную зону. Известно, что экономически целесообразно и возможно перенести потребление из пиковой и гюлупиковой зоны в ночную в размере 10-15%, что приведет к снижению среднего тарифа на электроэнергию для энергоемкого потребителя на 5-10%. Однако, при этом потребитель будет нести дополнительные затраты на перестройку режима работы промышленного оборудования. При значительной величине разности экономии на электроэнергии и затрат на перестройку режима работы оборудования у потребителя будет стимул применять дифференцированные по времени тарифы на электроэнергию.
В заключение отметим, что при переходе к тарифным ставкам на электроэнергию, равным переменным затратам электростанций, замыкающих соответствующую временную зону, средний тариф на электроэнергию при неизменном режиме работы энергосистемы будет всегда выше действующей дополнительной ставки на электроэнергию двухставочного тарифа по энерг осистеме в целом, поэтому необходимо введение фиксированной платы (1 в уравнение (4). Дело в том, что в пиковой и полупиковс временных зонах тариф равен удельным топлиь
чым затратам на кВт.ч отпущенной электроэнергии пиковых и полупиковых электростанций, замыкающих соответствующие зоны графика нагрузки. В то же время удельные топливные затраты на 1 кВт.ч полупиковых и базисных электростанций, работающих в пиковой зоне значительно ниже, чем у пиковых электростанций. Аналогично, удельные ~опливные затраты на 1 кВт.ч базисных электростанций, работающих в полупиковой зоне, 'начигельно ниже, чем у полупиковых электростанций, замыкающих полупиковую зону.
3. В разделе 2.2 проекта неверна формула (4): 3 начале раздела 2.2 правильно говорится о том, что тарифная ставка в ночной зоне устанавливается на уровне, обеспечивающем возмещение переменных затрат энергосистемы на производство электроэнергии в ночной зоне гоафика нагрузки, к которым относятся затраты на топливо и покупную электроэнергию с ФОРЭМ. Затем вдруг в формуле (4) вводятся условно-переменные затраты (чем они отличаются от переменных затрат неясно). Кроме того, тарифная ставка в ночной зоне должна, оказывается, включать и часть прибыли энергоснабжающей организации (рентабельность к себестоимости по электроэнергии). Однако, это противоречит принципам оптимизации, согласно которым тарифная ставка в ночной зоне должна быть равна удельным топливным затратам на производство электроэнергии базисными электростанциями в ночной зоне (с учетом потерь в сетях), без учета прибыли. В случае, когда в энергосистеме имеются трудности с прохождением ночного провала в рабочие сутки, т.е. потребность в мощности ниже технического минимума нагрузки базисных блоков на оснпве теории оптимального программирования доказано, что ночная ставка тарифа может быть ниже переменных затрат на величину прокатной оценки режимных ограничений (баланса мощности) в энергосистеме и равна предельному эффеюу потребителей-регуляторов, заполняющих ночной провал /1/. Прибыль должна учитываться в основной плате за мощность двухитавочного тарифа, согласно п.26.1 и 26.2 Методических указаний о порядке расчета тарифов на электрическую и тепловую энергию на потребительском рынке", утвержденных ФЭК России 16 апреля 1997 г. В п.26.9.1 этого
ТАРИФЫ. ЦЕНООБРАЗОВАНИЕ. ИНВЕСТИЦИИ.
нормативного документа написано, что значение ставки за электроэнергию устанавливается, исходя из условия компенсации переменных затрат энергоснабжающей организации (топливных затрат, часть затрат на покупную электроэнергию, потери в электрических сетях). В табл.27 этого документа дается дифференциация ставок платы за электроэнергию в период ночных провалов графика нагрузки и во все прочие временные периоды суток на основе учета удельных топливных затрат на 1 кВт.ч отпущенной электроэнергии в соответствующие периоды времени суток (без учета прибыли). Поэтому необходимо формулу (4), (5) и (5а) обсуждаемого проекта привести в соответствие с "Методическими указаниями...". В формуле (5а) содержится еще одно противоречие с "Методическими указаниями..." нельзя брать средневзвешенный удельный расход топлива и цену топлива на электростанциях АО-энерго, а только в соответствующей временной зоне. В формуле (6а) для определения ставки в ночной зоне берется тариф Тпок в случае оплаты покупной электроэнергии по одноставочному тарифу. Однако, в этом случае согласно п.26.9.2 "Методических указаний..." ФЭК России тарифная ставка за электроэнергию равна 0,6 Тпок, т.е. удельным топливным затратам электростанций ФОРЭМ на отпущенную электроэнергию. Следовательно, формула (6а) завышает тарифную ставку в ночной зоне. Кроме того, непонятно, почему могут совпадать значения тарифных ставок в случае применения оплаты покупной электроэнергии по тарифной ставке за энергию двухставочного тарифа и по ночной ставке при расчетах по дифференцированному по времени тарифу.
В дальнейшем необходимо расширить табл.27 "Методические указания" ФЭК России, включив дифференциацию тарифа на электроэнергию трем зонам суток, а также по дням недели и сезонам года, включая дифференциацию по времени и для потребителей на низком напряжении (население и др.), чего нет в табл.27. За последние годы ряд АО-энерго применяют дифференцированный по двум зонам суток (ночная и дневная) тариф на электроэнергию для населения. Причем ночная ставка в 4 раза ниже дневной.
