ЦЕНЫ И ТАРИФЫ НА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЮ.

Дифференцированные по зонам суток тарифы на электроэнергию на потребительском рынке устанавливаются с целью регулирования суточного графика нагрузки энергосистемы. Потребность в таком регулировании возникает либо в связи с недостатком пиковых мощностей, либо вследствие трудностей прохождения ночного провала графика электрической нагрузки. Дифференцированные по зонам суток тарифы должны соответственно стимулировать потребителей к снижению нагрузки в пиковой зоне графика и заполнению зоны ночного провала.

При обосновании дифференцированного по зонам суток тарифа на электроэнергию необходимо исходить из следующих положений:

суммарная плата за потребляемую энергию при исходном режиме ее использования не должна изменяться при переходе от действующих (планируемых) одно- или двухставочных тарифов к дифференцированным по зонам времени (суток);

дифференциация тарифов может осуществляться как по трем, так и по двум зонам суток с расчетом тарифных ставок для каждого конкретного промышленного потребителя; для непромышленных потребителей и населения могут устанавливаться дифференцированные по зонам суток тарифные ставки для соответствующей группы в целом;

для промышленных и приравненных к ним потребителей с присоединенной мощностью 750 кВА и выше может устанавливаться дифференцированная плата за 1 кВтч потребленной электроэнергии в пиковой, полупиковой и ночной зонах как с сохранением платы за 1 кВт заявленной мощности, так и без нее.

Применение дифференцированных по времени тарифных ставок за энергию без платы за мощность не исключает контроля за нагрузкой потребителя в часы прохождения максимума энергосистемы и применения санкций за превышение договорного значения потребляемой мощности.

С учетом вышеизложенных положений расчет тарифных ставок за электроэнергию, дифференцированных по трем зонам суток, осуществляется исходя из следующего уравнения:

(1)

где Т_СР - утвержденный для данного потребителя одноставочный тариф или среднеотпускной тариф для потребителя, оплачивающего электроэнергию по двухставочному тарифу, коп/(кВт -ч); Э — суммарное потребление предприятием электроэнергии за расчетный период, кВтч; Т^П, Т^ПП , Т^Н — тарифные ставки за электроэнергию в пиковой, полупиковой и ночной зонах суточного графика нагрузки, коп/(кВтч); Э^П , Э^ПП , Э^Н — потребление электроэнергии в пиковой, полупиковой и ночной зонах графика нагрузки; при этом численные значения потребления по зонам могут задаваться как в абсолютных единицах (кВтч), так и в долях от суммарного потребления Э.

При дифференциации в двухставочном тарифе только ставки за энергию и сохранении ставки за мощность формула (1) примет вид:

(2)

где Т_Э, — тарифная ставка за электроэнергию (без платы за мощность), коп/(кВтч).

При дифференциации тарифа на электроэнергию по двум зонам суток — дневной и ночной — формула (1) имеет вид:

(3)

где Т^Д — тарифная ставка за электроэнергию в дневной (пиковой и полупиковой) зоне графика нагрузки; Э^Д — потребление электроэнергии предприятием потребительского рынка в дневной зоне графика нагрузки, т. е. в любые часы, кроме ночных.

Отметим, что двухставочный тариф с платой за мощность и энергию по сути является также тарифом, дифференцированным по двум зонам суток: пиковой и в остальное время. В пиковой зоне потребитель платит за мощность и энергию, а в остальное время — только за энергию.

Тарифную ставку в ночной зоне Т^Н_Э необходимо устанавливать на уровне, обеспечивающем возмещение условно-переменных затрат энергоснабжающей организации на производство электроэнергии в ночной зоне графика нагрузки, к которым относятся затраты на топливо и покупную электроэнергию с ФОРЭМ. Поэтому в общем случае расчет тарифной ставки в ночной зоне выполняется по формуле

(4)

где и . — условно-переменные затраты энергоснабжающей организации на производство электроэнергии на собственных станциях (на топливо) и затраты на покупную электроэнергию в ночной зоне графика нагрузки, руб.; Э^Н — полезный отпуск электроэнергии в ночной зоне графика нагрузки, кВтч.

Если покрытие ночного графика нагрузки осуществляется только за счет выработки электроэнергии на собственных станциях АО-энерго, формула (4) принимает вид:

(5)

или

(5а)

где — средневзвешенный удельный расход условного топлива на производство электроэнергии на станциях АО-энерго или удельный его расход на электростанции, замыкающей баланс электроэнергии в ночной зоне суточного графика нагрузки энергосистемы, г/(кВтч); Ц_Т — средневзвешенная стоимость условного топлива, сжигаемого на электростанциях АО-энерго, руб/т; К_ПОТ — коэффициент, учитывающий потери электроэнергии в сетях энергоснабжающей организации.

При дополнительном заполнении ночного провала графика нагрузки за счет покупки электроэнергии с ФОРЭМ

(6)

где Тпок — тариф на электроэнергию, потребляемую с ФОРЭМ, коп/(кВтч).

В зависимости от системы оплаты покупной энергии значение Тпок приравнивается:

либо к утвержденному одноставочному тарифу на покупную энергию;

либо к тарифной ставке двухставочного тарифа на покупную энергию;

либо к тарифной ставке за энергию, установленной в ночной зоне графика нагрузки, если расчеты за покупную энергию осуществляются по тарифным ставкам, дифференцированным по зонам суток.

Тарифная ставка за электроэнергию, потребляемую в полупиковой зоне графика нагрузки, приравнивается к утвержденному для данного потребителя одноставочному тарифу или к среднеотпускному тарифу, рассчитанному для исходного режима электропотребления, если оплата производится по двухставочному тарифу:

(7)

При дифференциации тарифа по двум зонам суток (дневной и ночной) пиковая и полупиковая зоны графика нагрузки оплачиваются по одному тарифу. Дневная тарифная ставка рассчитывается по формуле

(8)

Пиковая тарифная ставка определяется по формуле

(9)

Тарифы, диффенцированные по двум зонам суток и рассчитанные с помощью формул (5), (5а), (6) и (8), рекомендуется применять:

для оплаты всей потребляемой электроэнергии (например, электроэнергии, потребляемой населением);

для оплаты электроэнергии, потребляемой только в выходные и праздничные дни, если в качестве основного применяется тариф, дифференцированный по трем зонам суток.

Для электроустановок, предназначенных для работы только в ночные часы (электронагреватели или электроотопительные системы с аккумулированием), рекомендуется применять дифференцированный по двум зонам суток тариф, для которого ночная ставка рассчитывается с помощью формул (5), (5а) и (6), а дневная назначается в повышенном размере, например .

Для расчета дифференцированных по зонам времени тарифных ставок необходимо определить объемы потребления электроэнергии по зонам суток с распределением пикового и полупикового потребления по рабочим и выходным дням периода регулирования. Поэтому внедрению тарифных ставок, дифференцированных по зонам суток, следует предпослать сбор, систематизацию и анализ режимов электропотребления в течение периода, достаточного для объективной оценки долей пикового, полупикового и ночного потребления электроэнергии в рабочие и выходные дни.

При очередном регулировании тарифов для потребителей, рассчитывающихся по дифференцированным по времени тарифным ставкам, корректировка последних осуществляется в следующем порядке:

полупиковая тарифная ставка для потребителей с присоединенной мощностью 750 кВА и выше приравнивается к среднему тарифу и рассчитывается исходя из вновь утвержденных тарифных ставок за мощность и энергию, а для остальных потребителей приравнивается к соответствующему одноставочному тарифу;

ночная тарифная ставка уточняется с учетом изменения топливной составляющей себестоимости производства электроэнергии и тарифа на покупную энергию, а также долевого участия собственной и покупной энергии в заполнении ночного провала графика электрической нагрузки;

пиковая тарифная ставка определяется исходя из условия сохранения ранее принятого отношения . О различии пиковой и ночной ставок обычно судят по отношению , которое рассматривается в качестве показателя, характеризующего степень дифференциации тарифа. Однако возможная (максимальная) экономия предприятия на оплате электроэнергии от

регулирования режимов электропотребления зависит от разности и определяется по формуле

(10)

где и - уменьшение электропотребления в пиковой и увеличение в ночной зонах; — коэффициент ( >1), учитывающий, что перенос электропотребления из пиковой зоны в ночную связан с перестройкой технологического процесса и может потребовать дополнительного расхода энергии на получение того объема продукции, который недовыработан в пиковой зоне.

При использовании двухставочного тарифа с дифференцированной тарифной ставкой за энергию возможная экономия предприятия от регулирования режимов электропотребления определяется по формуле

, (11)

где m — число месяцев в расчетном периоде; — тарифная ставка за мощность в месяц, руб/кВт; — уменьшение нагрузки потребителя в часы прохождения максимума энергосистемы, кВт.

Для потребителя экономическая целесообразность регулирования режимов определяется дополнительным доходом

, (12)

где — дополнительные затраты потребителя, связанные с регулированием режимов электропотребления.

Затраты сугубо индивидуальны и зависят от возможностей перестройки режима потребления электроэнергии. В одних случаях достаточно осуществить ряд организационных мероприятий, в других — необходимо вмешательство в технологические процессы. Поэтому определение дополнительных затрат — задача, которую должен решать каждый конкретный потребитель. К тому же значение зависит от глубины регулирования графика электрической нагрузки, т. е. от степени снижения нагрузки в периоды прохождения максимума энергосистемы или переноса потребления электроэнергии из пиковой зоны в ночную.

Отдельного рассмотрения заслуживает оценка влияния регулирования режимов потребления электроэнергии на показатели работы АО-энерго или иной энергоснабжающей организации. Здесь следует лишь отметить, что экономия затрат у потребителя уменьшает выручку и соответственно прибыль энерго снабжающей организации. Однако если до введения дифференцированных тарифов в энергосистеме спрос на электроэнергию в пиковой зоне превышает предложение, то снижения потребления в этой зоне не должно произойти и энергоснабжающая организация потерь не понесет. Если же в пиковой зоне происходит уменьшение потребления электроэнергии, то потерям выручки противостоит экономия на покупке пиковой энергии , которая меньше потери выручки . Разница , в принципе, может быть возмещена в процессе очередного регулирования тарифов.

Таким образом, рассмотренный метод позволяет дифференцировать по зонам времени как одноставочные, так и двухставочные тарифы на электроэнергию и оценивать экономию у потребителя на оплате электроэнергии в результате регулирования режимов электропотребления. Эффект, получаемый при этом потребителем, определяется разностью между экономией на оплате электроэнергии и затратами на осуществление мероприятий по регулированию графика электрической нагрузки.

Пример дифференциации тарифов по зонам времени. Дифференциация выполняется применительно к промышленному предприятию, рассчитывающемуся по двухставочному тарифу со ставками за мощность = 86,25 руб/кВт в месяц и за энергию = 17 коп/(кВтч). Заявленная мощность =3600 кВт, годовое потребление электроэнергии Э=16,2 млн. кВтч (принимается за единицу). По зонам времени электропотребление распределяется следующим образом: в пиковой зоне Э^п = 3,402 млн. кВтч (в относительных единицах — 0,21), в полупиковой зоне Э^пп = 8,424 млн. кВтч (0,52), в ночной зоне Э^н = 4,374 млн. кВтч (0,27).

Средний тариф для данного предприятия

Тарифная ставка в полупиковой зоне , а в ночной зоне ставка приравнена к топливной составляющей производства электроэнергии на тепловой электростанции , исчисляемой в расчете на 1 кВтч полезного отпуска:

Рассмотрим три варианта дифференциации тарифов предприятия.

Вариант 1. Дифференциация среднего тарифа:

В результате имеем и , что в 1,54 раза больше среднего тарифа.

Вариант 2. Преобразование двухставочного тарифа в дифференцированный по двум зонам времени:

Учитывая, что получаем и

, что в 2,74 раза больше .

Вариант 3. Преобразование двухставочного тарифа в дифференцированный с распределением по трем зонам суток только ставки за энергию:

откуда находим и , что в 2,97 раза больше .

Сравнение результатов дифференциации показывает, что экономия, которая может быть получена от переноса электропотребления из

Расчетный показатель	Варианты дифференциации
I	II	III
	34,02	34,05	34,02
	61,71	109,52	118,66
	20,994	37,259	40,368
	0,324	0,575	0,623

пиковой зоны в ночную, существенно увеличивается при переходе от варианта I к варианту II и достигает максимального значения в варианте III.

Переход потребителя от расчетов по одноставочным или двухставочным тарифам к расчетам по дифференцированным по времени без сохранения тарифной ставки за мощность не исключает контроля за электрической нагрузкой потребителя в часы прохождения утреннего и вечернего пиков энергосистемы. Санкции за превышение заявленной мощности должны в той или иной форме сохраниться.

Вместе с тем отмена платы за заявленную мощность создает определенные преимущества для потребителя. Если при двухставочном тарифе с тарифной ставкой за мощность потребитель может получить экономию от регулирования режима нагрузки только при снижении заявленной (договорной) мощности, то при расчетах по дифференцированным по времени тарифам нет необходимости уменьшать заявленную мощность. Достаточно снижать нагрузку в удобные для потребителя часы пиковой зоны.

Получить представление о возможных размерах экономии на оплате электроэнергии за счет регулирования режима электропотребления при использовании дифференцированных тарифов можно из следующего расчета. При исходном режиме электропотребления затраты рассматриваемого предприятия на оплату электроэнергии

Допустим, что предприятие снизило потребление электроэнергии в пиковой зоне на 1 %, т. е. при одновременном увеличении потребления электроэнергии в ночной зоне на такую же величину, т.е. при Расчет возможной экономии затрат у потребителя для этих условий представлен в таблице.

Пользуясь данными таблицы, можно легко рассчитать абсолютную и относительную экономию затрат для любого сочетания варианта дифференциации тарифа и размера снижения потребления электроэнергии в пиковой зоне графика нагрузки.