ЭКОНОМИКА НиВИЭ (РАЗДАТКА - 2016)

6. ГОСУДАРСТВЕННАЯ ТАРИФНАЯ ПОЛИТИКА

Тарифы на электрическую энергию (мощность), поставляемую потребителям, устанавливаются регулирующим органом одновременно в трех вариантах:

1.одноставочный тариф, включающий в себя полную стоимость 1 киловатт-часа поставляемой электрической энергии;

2.двухставочный тариф, включающий в себя ставку за 1 киловатт-час электрической энергии и ставку за 1 киловатт электрической мощности;

3.одноставочный (двухставочный) тариф, дифференцированный по зонам (часам) суток.

Тарифы на электрическую энергию, отпускаемую предприятиям-потребителям, дифференцируются по уровням напряжения: высокое (110 кВ и выше); среднее первое (35 кВ); среднее второе (20-1 кВ); низкое (0,4 кВ и ниже).

Экономически обоснованный средний одноставочный тариф (цена) продажи электроэнергии, поставляемой на региональный рынок от производителей энергии (ПЭ), рассчитывается по формуле (руб./тыс. кВтч):

ТЭ НВВЭ ,

ЭОТП

где НВВЭ - необходимая валовая выручка на производство электроэнергии; ЭОТП - отпуск электроэнергии в сеть от ПЭ.

Расчет экономически обоснованного двухставочного тарифа (цены) продажи электроэнергии ПЭ производится путем разделения НВВЭ на производство электроэнергии и на содержание электрической мощности.

Расчет экономически обоснованного двухставочного тарифа (цены) продажи электроэнергии ПЭ производится по формулам:

ставка платы за электрическую энергию (руб./тыс. кВтч):

ТЭ ЗТОПЛ ВН К ПЭ ;

ЭОТП

ставка платы за электрическую мощность (оплачивается ежемесячно, если иное не установлено в договоре, руб./МВт мес.):

ТМ НВВЭ К ПЭ ЗТОПЛ ВН ,

NУСТ М

где ЗТОПЛ - суммарные затраты на топливо на производство электроэнергии на ТЭС, входящих в состав ПЭ; ВН - водный налог (плата за пользование водными объектами гидроэлектростанциями, входящими в состав ПЭ); ПЭ - прибыль ПЭ, относимая на производство электроэнергии, мощности); К - коэффициент, равный отношению суммы ЗТОПЛ и ВН к расходам (без учета расходов из прибыли) ПЭ, отнесенным на производство электроэнергии и на содержание электрической мощности; ЭОТП - суммарный отпуск электроэнергии с шин всех тепло- и гидроэлектростанций, входящих в состав ПЭ; NУСТ - суммарная установленная электрическая мощность всех тепло- и гидроэлектростанций, входящих в состав ПЭ; М - число месяцев в периоде регулирования.

Для потребителей, применяющих одноставочные тарифы на электроэнергию, двухставочные тарифы преобразуются в одноставочные ТЭО по формуле:

ТЭО ТM М ТЭ ,

hmax

где hmax - годовое число часов использования заявленной мощности.

Дифференцированный по зонам суток тариф на электроэнергию для предприятий-потребителей рассчитывается на основе среднего одноставочного тарифа покупки от ПЭ. Расчет тарифных ставок на электроэнергию, дифференцированных по зонам суток (пик, полупик, ночь) на основе среднего одноставочного тарифа продажи электрической энергии от ПЭ, осуществляется, исходя из следующего уравнения (руб./тыс. кВтч):

где ТЭСР - утвержденный средний одноставочный тариф на электрическую энергию по ПЭ, руб./тыс. кВтч; ТП, ТПП, ТН - тарифы за электроэнергию соответственно в пиковой, полупиковой и ночной зонах суточного графика

31

нагрузки, руб./тыс. кВтч; ЭП, ЭПП, ЭН - объем покупки электроэнергии потребителем ПЭ, рассчитывающимся по зонным тарифам, соответственно в пиковой, полупиковой и ночной зонах графика нагрузки. При этом численные значения объема покупки электроэнергии по зонам могут задаваться как в абсолютных единицах (тыс. кВтч), так и в долях от суммарного объема покупки электроэнергии; ЭПОЛ - полезный отпуск электроэнергии потребителю.

Величина тарифа в ночной зоне ТН устанавливается на уровне, обеспечивающем ПЭ возмещение суммы расходов на топливо, на производство электроэнергии Э (руб./тыс. кВтч):

где ΣЗТН - сумма расходов на топливо в ночной зоне по ПЭ. По теплоснабжающим ПЭ ΣЗТН включают в себя расходы на покупную электроэнергию (при их наличии).

Тариф за электроэнергию, поставляемую в полупиковой зоне графика нагрузки ТПП, приравнивается к утвержденному для ПЭ одноставочному тарифу (руб./тыс. кВтч):

ТПП ТЭСР

Определение численного значения тарифа за электроэнергию в пиковой зоне ТП производится по следующей формуле (руб./тыс. кВтч):

где ЭП - потребление электрической энергии в пиковой зоне графика нагрузки.

Дифференцированный по зонам суток тариф на электроэнергию для потребителей рассчитывается как сумма дифференцированного по зонам суток тарифа покупки от ПЭ и, одинаковых по всем зонам суток, тарифа на передачу электроэнергии и платы за услуги.

Допускается производить дифференциацию тарифов на электроэнергию по двум зонам суток – «день» и «ночь». При расчете данных тарифов используют следующие соотношения:

где ТДЕНЬ, ТН - тарифные ставки продажи электроэнергии соответственно в дневной и ночной зонах суточного графика нагрузок; ЭДЕНЬ, ЭН - объемы потребления электроэнергии соответственно в дневной и ночной периоды.

Тарифная ставка продажи электроэнергии в дневной зоне суточного графика нагрузок определяется как:

Расчет тарифа на услуги по передаче электроэнергии по региональным электрическим сетям определяется исходя из стоимости работ, выполняемых организацией, эксплуатирующей на правах собственности или на иных законных основаниях электрические сети и/или устройства преобразования электроэнергии. Размер тарифа на услуги по передаче электроэнергии рассчитывается в виде экономически обоснованной ставки, которая в свою очередь дифференцируется по четырем уровням напряжения в точке подключения потребителя к электрической сети рассматриваемой организации: на высоком напряжении: (ВН) 110 кВ и выше; на среднем первом напряжении: (СН I) 35 кВ; на среднем втором напряжении: (СН II) 20 - 1 кВ; на низком напряжении: (НН) 0,4 кВ и ниже

Тарифы на тепловую энергию устанавливаются раздельно по следующим видам теплоносителей: горячая вода; отборный пар давлением: от 1,2 до 2,5 кг/см2, от 2,5 до 7,0 кг/см2, от 7,0 до 13,0 кг/см2, свыше 13,0 кг/см2; острый и редуцированный пар.

Тарифы различаются по районам теплоснабжения (в субъекте федерации может быть несколько таких районов, они обычно формируются вокруг крупных теплоисточников);

32

Экономически обоснованный тариф (цена) на тепловую энергию, предлагаемый ПЭ на рынок тепловой энергии, определяется по формуле (руб./Гкал):

ТТ НВВТ ,

QОТП

где НВВТ - необходимая валовая выручка на производство тепловой энергии; QОТП - отпуск тепловой энергии в сеть.

Расчет двухставочного тарифа продажи тепловой энергии производится путем разделения НВВТ на производство тепловой энергии и на содержание мощности. Результатом введения двухставочного тарифа должно стать снижение расхода первичных энергоресурсов на единицу подключенной тепловой мощности.

Двухставочные тарифы оправдали себя в развитых странах (Дания, Финляндия, Япония) и позволили снизить расход энергоресурсов на 20–25 %, улучшив качество теплоснабжения и комфортность жилых зданий.

Расчет платы за услуги по передаче тепловой энергии по тепловым сетям определяется из следующих видов расходов:

расходы на эксплуатацию тепловых сетей;

расходы на оплату тепловой энергии, израсходованной на передачу тепловой энергии по тепловым сетям (технологический расход (потери) тепловой энергии в сетях).

Расчет тарифов на тепловую энергию для потребителей основывается на полном возврате теплоносителей в тепловую сеть и (или) на источник тепла.

33

7 ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЭФФЕКТИВНОСТЬ КАПИТАЛОВЛОЖЕНИЙ В ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ ПРОЕКТЫ

При значительном числе сравниваемых вариантов в качестве показателя сравнительной эффективности рекомендуется использовать формулу

П О Л Н Ы Х Р А С Ч Е Т Н Ы Х З А Т Р А Т

Zi Иi rН Ki min ,

Zi Ki ТН Иi min ,

где Ki и Иi – соответственно капиталовложения и годовые издержки производства по каждому из сравниваемых вариантов проектных решений

Вариант, где полные расчетные затраты минимальны, является экономически наиболее целесообразным

Одна из центральных проблем при расчете инвестиций состоит в сопоставлении выплат, производимых в различные моменты времени

Для того чтобы получить приведенную стоимость, платежи умножаются на коэффициент дисконтирования Bi:

- при приведении к первому году расчетного периода

Bi 1 t 1

1 q

- при приведении к последнему году расчетного периода

Bi 1 q T t ,

где q – дисконтная ставка (рыночная норма процента, по которой можно предоставить ссуду или получить кредит, процент по государственным ценным бумагам и т.д.). Норма прибыли, которую фирма может получить от альтернативного капиталовложения с таким же риском; Т – время расчетного периода; t – текущий год расчетного периода

Наиболее существенным аспектом количественной оценки фактора времени в энергоэкономических расчетах является учет потерь от «замораживания» капиталовложе-

ний в незавершенном строительстве

KПОТ КПР К

где Кt – капиталовложения в году t.

При приведении к первому году расчетного периода нельзя определить количественно потери от «замораживания» капиталовложений, так как

KПОТ К1ПР К 0

Аналогично рассчитываются и годовые издержки производства

Приведенные полные расчетные (инвестиционные) затраты тогда

Z КПР ИПР или

t T

ZT Иt rН Kt 1 q T t min

t 1

t T И r К

Z1 1t qН t 1 t min

t 1

34

Определение сравнительной эффективности энергообъекта при его проектировании для работы на энергосистему

Для оценки сравнительной эффективности ВИЭ при проектировании ее для работы на энергосистему в качестве альтернативного варианта необходимо в первую очередь оценить, будет ли ее мощность замещающей или дублирующей (замещающая или вытесняющая мощность — часть мощности энергосистемы, не имеющая равного ей по значению резерва на других электростанциях; дублирующая мощность — часть мощности энергосистемы, имеющая равный ей по мощности резерв на других электростанциях). Большинство объектов возобновляющейся энергетики не имеет гарантированной мощности из-за стохастического характера поступления природных энергоресурсов.

Если мощность энергообъекта является полностью дублирующей, то затраты на создание и эксплуатацию ВИЭ необходимо сравнить с переменной частью себестоимости эквивалентного количества электроэнергии в энергосистеме (образуемой в основном затратами на топливо - ЗТОПЛ, которое будет сэкономлено в результате сооружения ВИЭ) и критерий оптимальности варианта примет вид:

Сооружение объектов возобновляющейся энергетики в случае, если вытесняющая мощность у них отсутствует, будет эффективно, когда себестоимость вырабатываемой на них электроэнергии будет значительно ниже, чем в целом в энергосистеме.

Если энергообъект имеет некоторую вытесняющую мощность NВЫТ, то критерием оптимальности такого объекта по сравнению с другими источниками будет

где значения КNвытt, ИNвытt относятся к альтернативному проектируемому энергообъекту с равной установлен-

ной мощностью.

Определение сравнительной эффективности энергообъекта, предназначенного для потребления энергии его владельцем

Если целью сооружения ВИЭ является использование вырабатываемой энергии для потребления владельцем для промышленных или бытовых целей, то затраты на сооружение необходимо сравнить с затратами на получение электроэнергии при отсутствии проектируемого объекта. Этими затратами могут быть следующие:

при наличии энергосистемы - стоимость покупки электроэнергии у энергосистемы путем строительства ЛЭП или кабельной связи,

в изолированных районах - затраты на сооружение или эксплуатацию других энергообъектов или на покупку энергии у других местных производителей.

При сравнении с затратами на покупку электроэнергии сооружение энергообъекта будет иметь смысл, если

где Э - годовая выработка электроэнергии; ЦЭt – тариф на покупку электроэнергии у энергосистемы; NУСТ – установленная мощность энергоустановки; ЦNt – тариф на покупку мощности у энергосистемы

Оценка целесообразности использования ВИЭ в районах, энергоснабжение которых базируется на ДЭС

Создание энергоустановок на основе ВИЭ с целью экономии топлива ДЭС целесообразна в том случае, если затраты на ее сооружение и эксплуатацию будут меньше стоимости покупки и доставки топлива в данный район и дополнительного уменьшения затрат по эксплуатации ДЭС при вводе в

эксплуатацию объектов возобновляющейся энергетики:

где Иjтопл - стоимость покупки и доставки в данный район такого количества топлива для ДЭС, которое будет сэкономлено в год j в результате создания энергоустановки на основе ВИЭ; ЗjДЭУ - разница в затратах по эксплуатации ДЭС при наличии и отсутствии установки на основе ВИЭ, включающая в себя уменьшение затрат на ремонт ДЭС, уменьшение затрат на замену ДЭС за счет продления оставшегося срока ее службы и за счет возможного вытеснения части их мощности. Знак ' (штрих) - показатель для альтернативного i-го варианта энергоустановки (СЭС, ВЭС, ВлЭС, МГЭС, ДЭС, аккумулятор) в составе энергокомплекса

35