Выбор системы оплаты за потребляемую электроэнергию на розничном рынке Текст научной статьи по специальности «Экономика и бизнес»

ЭЛЕКТРОБЕЗОПАСНОСТЬ

ВЫБОР СИСТЕМЫ ОПЛАТЫ ЗА ПОТРЕБЛЯЕМУЮ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЮ НА РОЗНИЧНОМ РЫНКЕ

В.С. Иващенко,

преподаватель Московского института энергобезопасности и энергосбережения

Ранее для каждой группы потребителей действовал определенный тариф. Например, промышленные и приравненные к ним потребители с присоединенной мощностью 750 кВА и выше обязаны были применять только двухставочный тариф. Для всех остальных групп потребителей применялся только одноставочный тариф. Теперь же, по ныне действующему законодательству [1], потребитель имеет право самостоятельно выбирать один из вариантов тарифа, предварительно уведомив об этом энергоснабжающую организацию не менее, чем за месяц до вступления в силу в установленном порядке указанных тарифов.

В настоящее время на розничном рынке электроэнергии основными поставщиками являются субъекты естественных монополий, акционерные общества энергетики и электрификации (АО-энерго). В отношении таких предприятий ведется государственное регулирование тарифов, которое осуществляют Федеральная служба по тарифам (ФСТ) - федеральная энергетическая комиссия и органы исполнительной власти субъектов РФ в области государственного регулирования тарифов - региональные энергетические комиссии (РЭК).

Тарифы на электроэнергию на розничном рынке формируются исходя из принципа соблюдения интересов как энергоснабжающих организаций (обеспечение покрытия себестоимости продукции, обеспечение прибыли от продажи и инвестиционная составляющая, позволяющая производить своевременную замену и капитальный ремонт оборудования), так и потребителей, причем, при учете интересов последних рассматриваются помимо экономических также социальные и политические аспекты.

На розничном рынке устанавливаются следующие варианты тарифов для всех групп потребителей, кроме населения:

• одноставочный тариф - в виде одной ставки тарифа, представляющей собой стоимость покупки 1 кВт • ч электроэнергии;

• двухставочный тариф - в виде двух ставок тарифа, представляющих собой стоимость покупки 1 кВт • ч электроэнергии и 1 кВт мощности;

• дифференцированный тариф - в виде одной или двух ставок тарифа, представляющей собой стоимость покупки 1 кВт мощности и/или 1 кВт ч электроэнергии. В этом случае устанавливаются различные тарифы для отдельных временных интервалов (зон) в пределах суток.

Рассмотрим вначале каким образом формируются тарифы. В соответствии с [2] устанавливается методика формирования тарифа (1-3):

НВВ; КЭ ;

НВВ = И

И.

у -пер »

КЭ = N + ПО,

(1)

(2)

(3)

где НВВ - плановый объем необходимой валовой выручки предприятия от продажи электроэнергии, руб. (2); КЭ - количество поставляемой электроэнергии (мощности) (3); Иу_пост - условно-постоянные издержки (расходы на поддержание сетей в работоспособном состоянии, заработная плата сотрудников,

= 14

Энергобезопасность в документах и фактах

амортизация основных средств, основная часть прибыли и др.), руб.; Иу-пер - условно-переменные издержки (расходы на топливо, потери в сетях, часть прибыли энергоснабжающей организации), руб.; N3 - количество заявленной мощности потребителями, кВА; ПО - полезный отпуск электроэнергии потребителям, кВт ч.

В результате разделения издержек на постоянные и переменные и классификации поставляемого энергоресурса по количеству потребленной электроэнергии и заявленной потребителем мощности формируются одноставочный и двухставочный тарифы (4, 5). Расчет издержек ведется энергоснабжающими организациями и затем предается в РЭК для согласования (проверка обоснованности тарифов). Поэтому тарифы в различных регионах имеют различную величину. Для отдельных потребителей допускается применение льготных тарифов при наличии соответствующего решения регулирующего органа, согласованного в установленном порядке с Федеральной антимонопольной службой (ФАС).

И,,

N

И,,

ПО

(4)

(5)

Тарифы на электроэнергию для двухставочных абонентов дифференцируются по четырем уровням напряжения [1]:

- высокое (ВН) - 110 кВ и выше;

- среднее первое (СН I) - 35 кВ;

- среднее второе (СН II) - 20 -1 кВ;

- низкое (НН) - 0,4 кВ и ниже.

В качестве примера рассмотрим изменения тарифов в 2001-2006 гг. ОАО "Мосэнерго" для потребителей, получающих питание на низком напряжении (табл.1).

Как видно из приведенных данных, нынешняя ценовая политика РЭК г. Москвы направлена на стимулирование увеличения потребления электроэнергии и одновременное снижение величины нагрузки в часы максимума энергосистемы. Это связано с уменьшением резерва генерирующих мощностей в московском регионе, ограниченностью пропускной способности питающих сетей ОАО "Мосэнерго" и стремлением сократить технические потери на передачу электроэнергии потребителям.

В соответствии с договором электроснабжения для двухставочного абонента устанавливается порядок учета и порядок расчетов потребляемой электроэнергии и мощности [3]. Контроль за потребленной электроэнергией ведется по показаниям расчетных счетчиков. Контроль за фактической мощностью осуществляется энергоснабжающей организацией по 30-минутным записям показаний расчетных счетчиков в часы максимума нагрузки энергосистемы и производится, как правило, в режимные сутки 2 раза в год (в июне и декабре).

За недобор договорного количества электроэнергии так же, как и за превышение договорных величин потребляемой мощности, энергоснабжающая организация может применить экономические санкции.

Если же абонент не добирает договорной объем мощности, то он все равно оплачивает полностью всю заявленную мощность. Таким образом, неправильное определение договорных величин, причем для мощности как в сторону уменьшения, так и в сторону увеличения, ведет к ухудшению финансового положения абонента. Особенно чувствительно это для промышленных предприятий, так как на фоне высоких тарифов на мощность энергетическая составляющая является одной из основных в себестоимости продукции и ее рост ведет как к непосредственному уменьшению прибыли предприятия от сбыта, так и к снижению его общей конкурентоспособности.

Таблица 1

Динамика тарифов ОАО "Мосэнерго" на низком напряжении

Тариф Дата

01.01 02.01 05.02 08.02 03.03 01.04 01.05 01.06

ТЭ1 ,руб/кВт в месяц заявленной мощности 45,4 59,5 65,0 75,0 266,6 286,5 372 394,3

ТЭ2 , коп/кВт • ч потребленной энергии 43,0 52,0 57,0 67,0 39,56 43,35 55,53 58,86

Таблица 2

Часы контроля максимума нагрузок

I квартал, IV квартал и апрель Май, июнь, III квартал

Утро 8.00 - 10.00 8.00 - 10.00

Вечер 17.00 - 21.00 20.00 - 23.00

Очевидно, что для улучшения экономического состояния предприятия в части расходов на энергоресурсы необходимо:

• правильно выбрать вариант тарифа;

• оптимизировать потребление электроэнергии с учетом выбранного варианта тарифа.

Правильный подбор тарифа осуществляется с помощью экономических расчетов. Составляются два или более конкурентных плана оплаты, которые затем сравниваются. Однако при выборе между одноставочным и двухставочным тарифами можно воспользоваться показателем эффективности использования заявленной мощности (6) [4]. Данный показатель представляет собой число часов использования максимальной нагрузки за один год. Из (6) видно, что теоретически Ттах может изменяться в диапазоне от 0 до 8760 часов.

Ттах = ~, (6)

где Аг - потребление электроэнергии за 1 год, кВт • ч; N3 - заявленная мощность, кВт.

Теперь, используя Ттах, определим размер платы за потребляемую электроэнергию по одноставочному (7) и двухставочному (по первой ставке ПЭ1 и по второй ставке ПЭ2) (8-9) вариантам тарифа.

П1 = П2

П = ТЗ (N3,,Tmax);

12

П2

N

п2

^31 -1- , з,і »

і=1

12

: T2 (NT)

32 v з,і max' »

(7)

(8)

(9)

T3 (N3,iTmax) =

12 12

Г3і N3^ + Тз22

i=1 і =1

N .T •

з,і max >

= 12 Т2У (ТЗ1 - ТЗ1).

(10)

(11)

(12)

Т1 V і гр2

где -а - одноставочный тариф; ТЭ1 - первая ставка по двухставочному тарифу (за заявленную мощность); ТЭ2 - вторая ставка по двухставочному тарифу (за электроэнергию соответственно).

Для определения точки равноценности оплаты по одноставочному и двухставочному тарифам необходимо их приравнять (10). Используя формулы (7-8), получаем (11). После сокращения получаем выражение (12), из которого можно сделать вывод, что критическая величина числа часов используемого максимума мощности в год Ттах будет зависеть лишь от размеров тарифов.

Пример расчетов критического количества часов для тарифов, установленных на 2006 год РЭК города Москвы, представлен в табл.3. В Москве тарифы на напряжение СН1 не устанавливаются. Согласно данному критерию оценки эффективности применения тарифов, московским потребителям, имеющим величину Ттах ниже приведенных в табл.3 значений, экономически выгодно в 2006 году применять одноставочный тариф, а при превышении Ттах - двухста-вочный.

Одним из наиболее эффективных способов снижения материальных затрат на оплату за потребляемую электроэнергию для двухставочных потребителей является регулирование электрических нагрузок в часы контроля максимума нагрузок путем использования скользящего графика работы отдельных электроприемников и/или отдельных производственных подразделений (цехов). Технологические процессы у каждого потребителя обладают своими особенностями, но с целью определения целесообразности применения данного способа условно предприятия можно классифицировать следующим образом [4]:

• технологический процесс является циклическим и одинаков для каждого цикла (смены);

• технологический процесс непрерывен и не допускает сдвигов по времени;

• технологический процесс допускает остановку;

• для технологического процесса нет ограничений по снижению потребляемой мощности.

В первом случае требуемого эффекта можно достичь путем временного смещения технологического процесса так, чтобы часы наибольшей нагрузки не попадали на часы контроля максимума нагрузок. Во втором случае экономия может быть получена, если предприятие выпускает продукцию различную по энергоемкости и/или если технологический процесс регулируем по интенсивности. Это возможно при сдвиге процесса выпуска наименее энергоемкой

Тарифы и Тмах по г. Москве в 2006 г.

Таблица 3

12

12

Единица измерения Уровень напряжения

ВН СН II НН

Одноставочный тариф коп/кВт•ч 86,18 126,79 144,45

Двухставочный тариф:

- плата за мощность руб/кВт 193,163 337,167 394,284

- плата за электроэнергию коп/кВт•ч 45,54 50,55 58,86

Т max ч 5704 5307 5528

= 16

Энергобезопасность в документах и фактах

продукции в период контроля максимума нагрузки при одновременной минимизации интенсивности ее производства. В последних двух вариантах процесс производства в часы контроля максимума нагрузки теоретически может быть полностью остановлен. Безусловно, это приводит к некоторым неудобствам, но существенная экономия, как правило, их компенсирует.

Пример, приведенный на рис. 1, показывает изменение суточных графиков нагрузок при проведении регулировочных мероприятий (выравнивание графика) для одного из металлургических предприятий России с дуговыми сталеплавильными печами, где реализация скользящего графика включения печей позволила снизить величину Nmax на 15 %. На рис. 2 представлены аппроксимированные суточные графики нагрузок предприятия, регулирующего контролируемый максимум нагрузки путем отключения энергоемких агрегатов в часы прохождения максимума и включения их в дневные и ночные часы.

Дифференцированный (зонный) тариф устанавливает стоимость покупки электроэнергии в зависимости от времени года и по зонам суток. При этом скорректированная стоимость 1 кВт-ч в тарифе

определяется путем умножения базовой ставки оплаты за электроэнергию на тарифный коэффициент (табл. 4). Сетки тарифных коэффициентов также устанавливаются РЭК.

В настоящее время предприятиями с относительно стабильным по времени суток графиком электрических нагрузок и трехсменным режимом работы для платы за электроэнергию с высокой эффективностью может быть использован дифференцированный тариф.

Коэффициенты дифференцированного тарифа на электрическую энергию по зонам суток и времени года применяются к одноставочному тарифу для всех групп потребителей города Москвы, имеющих автоматизированную систему контроля и учета электрической энергии, кроме населения.

В заключение необходимо отметить, что первым шагом введения принудительного регулирования энергопотребления предприятием является введение системы оперативного контроля. Сейчас наиболее эффективно задачи такого рода решаются путем внедрения автоматизированной системы контроля и учета электроэнергии (АСКУЭ).

Получение предприятием такого мощного средства позволяет также одновременно решить ряд

Рис. 1. Графики электрических нагрузок металлургического предприятия: а) — до проведения регулировочных мероприятий; б) — после реализации скользящего графика подключений ДСП; Nтех 1 , Nтех 2 — фактические максимумы нагрузки до и после проведения мероприятий, Ыф - среднесуточная нагрузка

Рис. 2. Принципы регулирования нагрузки металлургического предприятия: а) — естественный график суточной нагрузки; б) — принудительное регулирование графика нагрузки

О

Тарифные коэффициенты для расчетов по дифференцированному тарифу на 2006 г.

Таблица.4

Месяц Ночная зона Полупиковая зона Пиковая зона Полупиковая зона Пиковая зона Полупиковая зона

Коэффициент

0,79 1 1,19 1 1,19 1

Январь 23 - 7 7 - 9 9 - 11 11 - 16 16 - 20 20 - 23

Февраль 23 - 7 7 - 9 9 - 11 11 - 17 17 - 21 21 - 23

Март 23 - 7 7 - 8 8 - 11 11 - 18 18 - 21 21 - 23

Апрель 23 - 7 7 - 8 8 - 12 12 - 21 21 - 22 22 - 23

Май 23 - 7 7 - 9 9 - 12 12 - 13 13 - 14 14 - 23

Июнь 23 - 7 7 - 9 9 - 12 12 - 13 13 - 14 14 - 23

Июль 23 - 7 7 - 9 9 - 12 12 - 13 13 - 14 14 - 23

Август 23 - 7 7 - 9 9 - 12 12 - 13 13 - 14 14 - 23

Сентябрь 23 - 7 7 - 9 9 - 11 11 - 20 20 - 22 22 - 23

Октябрь 23 - 7 7 - 8 8 - 12 12 - 19 19 - 21 21 - 23

Ноябрь 23 - 7 7 - 9 9 - 11 11 - 16 16 - 20 20 - 23

Декабрь 23 - 7 7 - 9 9 - 11 11 - 16 16 - 20 20 - 23

смежных задач без существенных дополнительных затрат, а именно:

• возможность выхода на оптовый рынок электроэнергии;

• контроль энергопотребления субабонентов;

• возможность расчета доли затрат на энергию в себестоимости продукции;

• сокращение затрат на обработку информации экономическими подразделениями предприятия за счет получения оперативной и досто-

верной информации об энергопотреблении в электронном виде;

• повышение точности учета.

Все же наибольших эффектов, как правило, добиваются потребители-регуляторы, имеющие в своем составе цехи с высокой концентрацией нагрузок, значительными регулирующими возможностями по мощности, высокой квалификацией и дисциплиной технологического и электротехнического персонала.

Рис. 3. График электрических нагрузок в летние режимные сутки

Рис. 4. График электрических нагрузок в зимние режимные сутки

ЛИТЕРАТУРА

1. Основы ценообразования в отношении электрической и тепловой энергии в Российской Федерации. Утверждены Постановлением Правительства РФ от 26.02.2004 г. № 109.

2. Методические указания по расчету регулируемых тарифов (цен) на электрическую и тепловую энергию на розничном (потребительском) рынке. Утверждены Постановлением Федеральной энергетической комиссии РФ № 49-Э/8 от 31.07.2002 г.

3. Методические рекомендации по регулированию отношений между энергоснабжающей организацией и потребителем. Утверждены Министерством энергетики РФ 19.01.2002 г. и Федеральной энергетической комиссией РФ 15.01.2002 г.

4. Цырук С.А. Тарифы и режимы электропотребления предприятий, организаций и учреждений. М.: МЭИ, 2004.