Подходы к формированию тарифов на электрическую энергию

Тема 4. Система тарифов на электрическую энергию и тепловую энергию

План лекции

1. Подходы к формированию тарифов на электрическую энергию.

2. Тарифы как инструмент обеспечения эффективности деятельности энергоснабжающих компаний.

3. Льготирование отдельных категорий потребителей энергии.

4. Государственное регулирование тарифов на электроэнергию на Украине и в ДНР.

 

Подходы к формированию тарифов на электрическую энергию

 

При установлении тарифов на электроэнергию необходимо учитывать специфику энергетического производства и, прежде всего, зависимость режима работы электроэнергетической системы (ЭЭС) от режима электропотребления, который является неравномерным. Поэтому одним из важнейших требований, предъявляемых к тарифам на энергию, является стимулирование потребителей к улучшению режима потребления энергии путем выравнивания суточного графика электрической нагрузки. Это способствует улучшению экономических показателей работы электрических станций.

 

Система ценообразования в электроэнергетике зависит от применяемой системы управления.

Различают вертикально-интегрированные и вертикально-дезинтегрированные схемы системы управления.

 

Вертикально-интегрированная структура энергосистемы

При вертикально-интегрированная структуре энергосистемы основные субъекты электроэнергетики объединены в составе одного энергетического предприятия, который занимается производством, передачей и распределением электрической энергии.

В этом случае речь может идти только о розничных ценах на энергию, то есть о ценах для конечных потребителей энергии.

Потребители дифференцируются по группам и цены на энергию также дифференцируются по этим группам.

 

Вертикально-дезинтегрированная структура энергосистемы

При вертикально-дезинтегрированной структуре энергосистемы последняя представляется в виде хозяйственно самостоятельных энергетических компаний, которые организуются на базе фаз производства: генерация, передача, распределение и сбыт электроэнергии.

В этой связи различают:

цены оптового рынка, по которым генерирующие компании и независимые электростанции предлагают электроэнергию на оптовый рынок, и

цены розничного рынка, по которым распределительные компании поставляют электроэнергию ее конечным потребителям.

Существуют также и цены, по которым компания по передаче электроэнергии продает ее распределительным компаниям.

Для России, Украины и ДНР характерна вертикально-дезинтегрированная схема управления.

 

В данном вопросе рассматриваемой темы основное внимание уделяется вопросам ценообразования для конечных потребителей электроэнергии, то есть розничным ценам. Эти цены, независимо от организационной структуры энергосистемы, регулируются (утверждаются) органом государственного управления.

 

Система розничных тарифов (retail tariffs) должна выполнять ряд функций, первоочередными из которых являются такие:

- возмещение реальных затрат на выработку, передачу и распределение электроэнергии, а также получение справедливой прибыли для энергоснабжающей компании;

- стимулирование потребителей к участию в снижении дефицита мощности в энергосистеме;

- стимулирование энергосбережения у потребителей.

 

В основном применяется 2 вида тарифов на электроэнергию: одноставочный и двухставочный.

 

Одноставочный тариф

При одноставочном тарифе потребители оплачивают по цене за 1 кВт·ч пропорционально количеству потребленной энергии.

Одноставочные тарифы обычно применяются для расчета с коммунально-бытовыми потребителями, населением, государственными учреждениями, общественными организациями, маломощными промышленными предприятиями (с присоединенной мощностью менее 750 кВА), производственными сельскохозяйственными потребителями, электрифицированным транспортом.

Присоединенная электрическая мощность – сумма полных электрических мощностей всех трансформаторов, преобразующих высокое (> 1000 В) напряжение в рабочее, плюс полная электрическая мощность высоковольтных электродвигателей.

Одноставочный тариф не требует использования сложных приборов учета электроэнергии.

Однако он не стимулирует потребителей к энергосбережению, поскольку при отсутствии потребления постоянные расходы энергетической компании вообще не оплачиваются. Кроме того, плата возрастает пропорционально потреблению, которое приводит к отрыву тарифа от стоимости обслуживания.

Значения одноставочных тарифов дифференцированы по группам потребителей.

Необходимость дифференциации потребителей по группам обусловлена их различием в режиме использования потребляемой мощности и степени удаленности потребителей от генерирующих источников. Смысл группировки состоит в том, чтобы в одну группу объединить всех потребителей, имеющих однородный режим работы и одинаковую удаленность от источников питания.

Это объясняется тем, что потребители с различным режимом работы и разной степенью удаленности от источников питания оказывают разное влияние на формирование величины себестоимости производства энергии. Потребители с более неравномерным режимом потребления вызывают более высокий расход топлива на станциях системы. Себестоимость производства электроэнергии для таких потребителей выше, чем для потребителей с более равномерным режимом, и поэтому тариф для них должен быть выше. Выше затраты на полезно отпущенную энергию для более отдаленных потребителей, так как передача электроэнергии к ним приводит к дополнительным затратам на передачу и к повышенным потерям в электрической сети, которые следует покрывать от генерирующих источников. Дифференциация тарифов на электроэнергию по группам потребителей должна базироваться на разнице в режиме потребления энергии и степени удаленности потребителя от генерирующих источников. Существующая дифференциация тарифов в этой связи выглядит не вполне обоснованной.

Исходя из того, что тарифы должны отражать реальную себестоимость энергии, тарифы для бытовых и особенно для сельских потребителей должны быть значительно выше, чем для промышленных.

Разумеется, наиболее точным было бы установление индивидуальных тарифов, дифференцированных по всем потребителям с учетом их фактической удаленности от генерирующих источников и режима работы. Однако такая глубокая дифференциация лишена практического смысла.

 

Двухставочный тариф

Наиболее простой тарифной системой, которая стимулирует потребителей к уменьшению неравномерности потребления, является двухставочная система.

Двухставочный тариф обычно применяется для подавляющего большинства промышленных (с присоединенной мощностью не менее 750 кВА) и приравненных к ним потребителей.

Двухставочный тариф состоит из основной ставки за 1 кВт мощности, участвующей в максимуме нагрузки энергосистемы, и дополнительной ставки за 1 кВт·ч потребленной энергии.

Размер годовой платы за потребленную энергию определяется по формуле

 

,

 

где a, b – основная и дополнительная ставки соответственно,

– нагрузка, участвующая в максимуме нагрузки энергосистемы,

Э – величина потребленной энергии.

Средняя цена 1 кВт·ч, определяемая на основе двухставочного тарифа, рассчитывается как

 

= ,

 

где – средняя цена 1 кВт·ч на основе двухставочного тарифа;

– максимальная нагрузка потребителя;

– число часов использования максимальной нагрузки;

– коэффициент участия в максимуме, равный .

 

Число часов использования максимальной нагрузки показывает, сколько часов потребитель должен работать с максимальной нагрузкой, чтобы обеспечить потребление запланированного на год количества энергии.

 

Использование двухставочного тарифа обусловлено необходимостью стимулирования потребителей к снижению их электрической нагрузки, принимающей участие в формировании максимальной нагрузки энергосистемы.

Следует отметить, что эффект от регулирования графика нагрузки достигается лишь в том случае, если перемещение части промышленной нагрузки происходит из зоны максимума в зону минимума и такое перемещение является не временным, а устойчивым на протяжении ряда лет.

 

В основу определения размеров основной и дополнительной ставок положен принцип разделения всех эксплуатационных затрат энергосистемы на условно-постоянную и условно-переменную части. За счет основной платы компенсируются постоянные, а за счет дополнительной платы – переменные расходы энергосистемы.

 

Условно-постоянные расходы энергосистемы, которые не зависят от выработки электроэнергии и определяются величиной основного капитала, обеспечивают создание генерирующих мощностей и поддержание их в готовности к несению нагрузки. Поэтому их еще называют «расходами на обеспечение мощности», или «расходами по нагрузке». В частности, к ним относятся амортизационные отчисления, расходы по эксплуатации и ремонту оборудования, некоторые налоги.

 

Плата за отпущенную электроэнергию (переменная составляющая платы) зависит от количества реализованной электроэнергии и режима ее потребления (по времени суток). Она компенсирует переменную составляющую затрат, в частности, топливную составляющую.

 

Абонированная мощность

Как показатель абонированной мощности применяется

- присоединенная мощность электроприемников, или максимальная нагрузка потребителя, а также

- нагрузка в часы пика (совмещенного максимума) энергосистемы.

Каждый из этих подходов имеет свои преимущества и недостатки.

Распределение общих постоянных расходов между потребителями пропорционально, например, их максимальным нагрузкам, не учитывает участия этих потребителей в формировании совмещенного максимума.

Тем не менее, считается, что постоянные расходы необходимо большей мерой относить на тех потребителей, у которых максимальная нагрузка совпадает по времени с общим пиком, который создается всеми потребителями энергосистемы. Метод ответственности за общий максимум полностью освобождает внепиковых потребителей от участия в возмещении расходов на обеспечение мощности, что является недопустимым и является его недостатком.

 

Прибыль энергосистемы

Кроме того, в тарифе предусматривается также и прибыль энергосистемы. Вопрос о том, на какую часть оплаты, основную или дополнительную, относить прибыль или в какой пропорции между ними ее распределять, является дискуссионным. Чаще всего прибыль включается как в основную, так и в дополнительную ставки.

Включение прибыли в основную ставку мотивируется тем, чтобы обеспечить гарантированное формирование прибыли в энергосистеме, независимо от объема потребленной энергии. Учет всей прибыли в тарифной ставке за мощность способствует ее стабилизации.

Противники отнесения всей прибыли к основной ставке мотивируют это тем, что при этом снижается заинтересованность электростанций и энергосистем в увеличении загрузки и тем самым выработки электроэнергии. Предлагается, в частности, прибыль распределять между ставками пропорционально долям этих составляющих в их сумме.

 

Если энергосистема покупает энергию в других системах, то в дополнительную ставку включается, помимо топливной составляющей также и составляющая покупной энергии в себестоимости полезного отпуска 1 кВт·ч.

 

Экономическая выгода перехода от одноставочного тарифа к двухставочному

Предлагается расширение сферы применения двухставочного тарифа путем перехода от одноставочного тарифа к двухставочному.

Можно показать, что экономическая выгода такого перехода для того или иного потребителя зависит от числа часов использования его максимальной нагрузки. Действительно, для потребителя такой переход выгоден, если выполняется соотношение (при = 1):

 

,

 

где – одноставочный тариф.

 

Дифференцированные по зонам суток тарифы (позонные тарифы)

Неравномерность графиков нагрузки вместе с неблагоприятными факторами, такими как

дефицит пиковых мощностей ГЭС,

увеличение доли выработки электроэнергии АЭС,

снижение маневренности энергоблоков ТЭС из-за вытеснения мазута и газа из топливного баланса, низкого качества угля и износа энергетического оборудования

создает огромные трудности в прохождении максимумов нагрузки и ночных провалов суточных графиков и, как следствие, приводит к ограничению и отключению потребителей особенно в осенне-зимний период, что заставляет совершенствовать комплекс организационно-экономических мероприятий по управлению нагрузками. Среди них:

внедрение схем почасового коммерческого учета поступления электроэнергии в распределительные сети;

использование экономических стимулов для энергоснабжающих компаний в регулировании совместного суточного графика нагрузки общей энергетической системы (снижение мощности потребления в часы максимума и перенесение ее на ночные часы).

 

Наряду с одноставочными и двухставочными тарифами в последнее время все чаще применяются трехставочные (позонные) тарифы. Такие тарифы не использовались ранее прежде всего из-за отсутствия технических средств, позволяющих замерять энергию в различные часы суток.

Для дифференциации ставок выбирают базовую, полупиковую и пиковую временные зоны суточного графика нагрузки.

Оплата на основе позонных тарифов осуществляется по формуле

 

,

 

где – ставки в ночной, полупиковой и пиковой временных зонах суточного графика электрической нагрузки;

– размеры электропотребления в ночной, полупиковой и пиковой временных зонах суточного графика электрической нагрузки.

 

Наибольшая ставка применяется для пиковой зоны, наименьшая – для ночной.

Позонные тарифы в большей мере, чем двухставочные, стимулируют потребителей к перемещению электропотребления из пиковой зоны на ночное время суток.

 

Стимулирующая роль двухставочного тарифа ограничивается снижением электрической нагрузки потребителей, участвующей в формировании максимума нагрузки энергосистемы. Снижая свою нагрузку в период максимума, он перемещает при этом электропотребление в любую временную зону суточного графика, за исключением пиковой зоны. Если объем потребляемой электроэнергии остается неизменным, то не изменяется плата за потребленную электроэнергию. Изменяется только плата за мощность, участвующую в максимуме. Именно только в этом состоит экономическая заинтересованность потребителей электроэнергии в применении двухставочного тарифа.

 

При дифференцированных по зонам суток тарифах на электроэнергию потребитель заинтересован как в снижении электрической нагрузки и соответственно электроэнергии в период максимума энергосистемы, так и в перемещении сниженного электропотребления в период пика на ночное время суток, так как в это время тариф на электроэнергии в несколько раз ниже тарифа в пиковое время. Благодаря этому в большей мере выравнивается режим электропотребления и, что особенно важно, облегчается для энергосистемы прохождение ночного минимума нагрузки.

 

Таким образом, экономическая заинтересованность потребителей в использовании позонных тарифов обеспечивается за счет снижения затрат на покупаемую электроэнергию вследствие перемещения электропотребления из пиковой зоны в базовую:

 

,

 

где – ставки за 1 кВт·ч соответственно в пиковой и базовой временных зонах суточного графика электрической нагрузки;

– величина электроэнергии, перемещаемой из пиковой зоны в базовую.

 

Если выравнивание режима электропотребления происходит за счет осуществления каких-либо мероприятий, требующих капитальных вложений, то эффективность их использования оценивается с помощью показателя эффективности .

Если финансирование будет осуществляться за счет собственных средств предприятия, то оно будет выгодно, если приведет к повышению уровня рентабельности .

Если же источником финансирования являются заемные средства в виде кредита банка, то мероприятие выгодно, когда за счет годовой экономии обеспечивается возврат этих средств вместе с процентами за установленный срок кредитования.

 

Выравнивание режима всегда будет выгодно для потребителя, если оно не требует каких-либо капиталоемких мероприятий на его осуществление.

 

Но снижение платы за потребляемую электроэнергию приводит к сокращению денежных поступлений в энергосистему, и в результате ухудшаются экономические показатели ее работы. Однако, выравнивание режима сопровождается снижением расхода топлива на электростанциях, их необходимой суммарной установленной мощности и количества остановов и пусков основного оборудования в период ночного провала нагрузки.

Экономия топлива обуславливается тем, что в период пика к покрытию нагрузки подключаются наименее экономичные агрегаты энергосистемы (конденсационные агрегаты на докритических параметрах пара, конденсационные мощности ТЭЦ). В базовой же зоне работают более экономичные агрегаты (оборудование на закритических параметрах пара, агрегаты ТЭЦ). Эту слагаемую экономии можно представить в виде:

 

,

 

где – цена топлива, используемого на базовых и пиковых агрегатах;

– удельные расходы топлива на указанных агрегатах.

 

Экономия, обусловливаемая облегчением прохождения агрегатами электростанций ночного минимума электрической нагрузки, выражается снижением затрат топлива на пуски и остановы оборудования и повышением надежности его работы. Количественная оценка этой экономии затруднительна, может быть дана лишь экспертная оценка ее на основе анализа статистики пуска и остановов по станциям конкретной энергосистемы.