Расчет полной себестоимости энергии в энергосистеме

Определение себестоимости энергии по энергосистеме. Себестоимость единицы электрической энергии, полезно отпущенной потребителям, включает все издержки ЭЭС, отнесенные на производство электроэнергии, ее передачу, долю общесистемных затрат на управление, стоимость покупной энергии:

= где + – энергия, отпущенная в сеть от собственных электростанций и покупная энергия; – коэффициент, учитывающий увеличение издержек ЭЭС на долю общесистемных затрат, отнесенных на электроэнергию (может быть принят равным =1,2); – коэффициент, учитывающий величину расхода электроэнергии на технологический транспорт; – издержки предприятий электрических сетей на передачу энергии.

Издержки на передачу электрический энергии содержат ту же структуру постоянных затрат, что и издержки ЭЭС. Удельные показатели – капитальные вложения (), штатный коэффициент () в исходных данных заданы на 100 условных технических единиц (УТЕ), учитывающих сложность управления объектом. За 1 УТЕ принята сложность управления 1 километром одноцепной высоковольтной линии 110 кВ на металлических и железобетонных опорах. При углубленной проработке этого вопроса объем ПЭС в условных единицах рассчитывается с учетом протяженности сетей, уровней напряжения, технических параметров высоковольтной линии и подстанций. Сложность управления 1 МВт приведенной установленной мощности электрической станции соответствует по сложности управления 100 УТЕ электрической сети.

Себестоимость единицы тепловой энергии, полезно отпущенной потребителям энергосистемы от ТЭЦ:

= руб/Гкал, где – коэффициент, учитывающий увеличение издержек ЭЭС на долю общесистемных затрат, отнесенных на тепловую энергию (для ориентировочных расчетов можно принять =1·1); – коэффициент, учитывающий величину расхода тепловой энергии на технологический транспорт ( = 5...7 %).

Для дефицитных АО-Энерго. Выработка электрической энергии ТЭЦ определяется на основе минимизации затрат на производство электрической энергии по переменной составляющей удельных затрат с учетом обеспечения технологического минимума нагрузки ТЭЦ в теплофикационном режиме:

– если переменная составляющая затрат на производство 1 кВт·ч электрической энергии по конденсационному циклу собственных ТЭЦ АО-Энерго выше отпускного тарифа электрической энергии (переменной составляющей) с ФОРЭМ, объем покупки с ФОРЭМ должен быть максимальным, а выработка электрической энергии по конденсационному циклу и нагрузка собственных станций – минимальна (сверх вынужденной конденсационной выработки);

– если переменная составляющая затрат на производство 1 кВт·ч электрической энергии по конденсационному циклу ниже отпускного тарифа электрической энергии (переменной составляющей) с ФОРЭМ, выработка электрической энергии по конденсационному циклу и нагрузка собственных ТЭЦ должны быть максимальны. Таким образом, переменная составляющая затрат на производство 1 кВт·ч электрической энергии по конденсационному циклу (руб/МВт·ч или коп/кВт·ч) ТЭЦ сравнивается с отпускным тарифом оптового рынка. При ее оценке учитывается топливная составляющая производства электроэнергии в конденсационном режиме, увеличенная на коэффициент, учитывающий все оставшиеся переменные издержки (воду, химические реагенты и др.), величина которого составляет в среднем 1,1. Топливная составляющая производства энергии в конденсационном режиме определяется величиной удельного расхода условного топлива конденсационного режима и цены топлива. В результате решается вопрос о целесообразности производства электрической энергии на ТЭЦ в конденсационном режиме.

Для дефицитных АО-Энерго в курсовом проекте определяется объем покупной электрической энергии и мощности для зимнего и летнего периодов в соответствии с расчетами приходной части баланса мощности и энергии. Необходимо, кроме того, учесть возможности энергосистемы в наличии собственных резервных мощностей и проведении ремонтной компании. Для избыточных АО-Энерго. Для избыточных энергосистем особую значимость приобретает стратегия энергокомпании на рынке электроэнергии, так как на первый план выходят такие экономические критерии, как максимум прибыли. Для таких энергокомпаний необходимо сформировать предложения по продаже свободных объемов энергии на ОРЭМ и их стоимости. С учетом необходимости формирования стоимости единицы мощности и энергии в работе могут быть приняты следующие допущения:

– постоянные издержки и прибыль ТЭС относятся на мощность;

– переменные издержки – на энергию.