ТОПЛИВНО-ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ РЕСУРСОВ

Основные положения. Типовые формы

ОКС 01.110

ОКСТУ 3103, 3104, 3403

Введение в действие 2000–09–01

Разработан Временным творческим коллективом при ФГУ «Российское агентство энергоэффективности»

Внесен Научно-техническим управлением Госстандарта России

Принят и введен в действие Постановлением Госстандарта России от 30.11.1999 г. № 471–ст

Госэнергонадзором РФ в сотрудничестве с Московским агентством энергосбережения подготовлены типовые формы энергетического паспорта потребителя топливно-энергетических ресурсов, предложенные для опытного внедрения на ряде предприятий.

Данные формы позволяют получать в концентрированном виде объективную информацию об уровне и эффективности использования топливно-энергетических ресурсов на производственных предприятиях топливно-энергетического комплекса, промышленности и коммунального хозяйства.

Апробация разработанных форм активно проводилась в течение двух лет нижегородским, московским региональными центрами энергосбережения и другими организациями, специализирующимися в области энергоаудита.

Настоящий стандарт, регламентирующий основные положения энергетической паспортизации, устанавливающий формы документов – составных частей паспорта промышленного потребителя топливно-энергетических ресурсов, дополняющих и уточняющих ранее разработанные формы, отражает накопленный опыт в области энергетической паспортизации предприятий и предлагает единый унифицированный подход к его составу и структуре.

Область применения

Настоящий стандарт устанавливает основные требования к построению, изложению и содержанию энергетического паспорта промышленного потребителя топливно-энергетических ресурсов (ТЭР) с целью определения фактического баланса потребления ТЭР, оценки показателей энергетической эффективности и формирования мероприятий по энергосбережению.

Обязательность разработки и ведения энергетического паспорта потребителя ТЭР определяется нормативными правовыми актами, принимаемыми федеральными органами исполнительной власти и органами исполнительной власти субъектов Российской Федерации.

Стандарт используется органами государственного энергетического надзора при энергетических обследованиях потребителей энергоресурсов и оценке эффективности использования ТЭР.

Определения

В настоящем стандарте используют следующие термины с соответствующими определениями:

Эффективное использование энергетических ресурсов – достижение экономически оправданной эффективности использования энергетических ресурсов при существующем уровне развития техники и технологий и соблюдении требований к охране окружающей природной среды.

потребитель топливно-энергетических ресурсов – физическое или юридическое лицо, осуществляющее пользование топливом, электрической энергией (мощностью) и(или) тепловой энергией (мощностью).

энергетический паспорт промышленного потребителя топливно-энергетических ресурсов – нормативный документ, отражающий баланс потребления и содержащий показатели эффективности использования ТЭР в процессе хозяйственной деятельности объектами производственного назначения, а также содержащий энергосберегающие мероприятия.

организация–энергоаудитор – юридическое лицо (организация, кроме государственных надзорных органов), осуществляющее энергетическое обследование потребителей ТЭР и имеющие лицензию на выполнение этих работ.

Общие положения

Энергетический паспорт потребителя ТЭР разрабатывают на основе энергетического обследования, проводимого с целью оценки эффективности использования ТЭР, разработки и реализации энергосберегающих мероприятий.

Разработку и ведение паспорта обеспечивает потребитель ТЭР.

Методические рекомендации по заполнению и ведению энергетического паспорта разрабатывают энергоаудиторы и согласовывают с федеральными органами исполнительной власти, уполномоченными для государственного надзора за эффективным использованием ТЭР.

Энергетические обследования эффективности использования ТЭР проводят:

– потребители ТЭР (собственные внутренние обследования);

– энергоаудиторские организации, работающие по контракту;

– органы, осуществляющие надзор и контроль за эффективностью использования ТЭР. Правила проведения энергетических обследований потребителей ТЭР устанавливает федеральный орган исполнительной власти, уполномоченный для государственного надзора за эффективностью использованием ТЭР.

Объектами энергетического обследования являются:

– производственное оборудование, машины, установки, агрегаты, потребляющие ТЭР, преобразующие энергию из одного вида в другой для производства продукции, выполнения работ (услуг);

– технологические процессы, связанные с преобразованием и потреблением топлива, энергии и энергоносителей;

– процессы, связанные с расходованием ТЭР на вспомогательные нужды (освещение, отопление, вентиляцию).

Обновление информации в энергетическом паспорте проводят в соответствии с действующими нормативными правовыми актами в области контроля за эффективностью использования ТЭР.

Ответственность за достоверность данных энергетического паспорта несут лица, проводившие энергетические обследования, административное руководство потребителя ТЭР.

Энергетический паспорт потребителя ТЭР должен храниться на предприятии, в территориальном органе государственного энергетического надзора и в организации, проводившей энергоаудит.

Гриф энергетического паспорта определяет руководство потребителя ТЭР в установленном порядке.

20. Структура и содержание энергетического паспорта промышленного потребителя ТЭР. Типовые формы энергетического паспорта

1. Структура и содержание энергетического паспорта промышленного потребителя ТЭР

2. Типовые формы энергетического паспорта

1. Энергетический паспорт состоит из следующих разделов.

1) общие сведения о потребителе ТЭР;

2) сведения о потреблении ТЭР:

а) общее потребление энергоносителей,

б) потребление электроэнергии,

в) потребление тепловой энергии,

г) потребление котельно-печного топлива,

д) потребление моторного топлива;

3) сведения об эффективности использования ТЭР;

4) мероприятия по энергосбережению и повышению эффективности использования ТЭР;

5) выводы.

Заключительный раздел энергетического паспорта потребителя ТЭР должен включать:

1) перечень зафиксированных при обследовании потребителя фактов непроизводительных расходов ТЭР с указанием их величины в стоимостном и натуральном выражении;

2) предлагаемые направления повышения эффективности использования ТЭР с оценкой экономии последних в стоимостном и натуральном выражении с указанием затрат, сроков внедрения и окупаемости;

3) количественную оценку снижения уровня непроизводительных расходов ТЭР за счет внедрения энергосберегающих мероприятий:

4) беззатратных и низкозатратных;

5) среднезатратных;

6) высокозатратных.

2. Типовые формы энергетического паспорта промышленного потребителя ТЭР включают:

1) титульный лист энергетического паспорта потребителя ТЭР;

2) общие сведения о потребителе ТЭР, приведенные в форме, содержащей информацию о наименовании, реквизитах предприятия, объеме производства основной и вспомогательной продукции, численности персонала и другие сведения о предприятии;

3) сведения об общем потреблении энергоносителей, приведенные в форме, содержащей информацию о годовом потреблении и коммерческом учете потребления всех видов энергоносителей, используемых потребителем ТЭР;

4) сведения о потреблении электроэнергии, приведенные в формах, содержащих информацию о трансформаторных подстанциях, установленной мощности электроприемников по направлениям использования с краткой энергетической характеристикой энергоемкого оборудования, содержащих информацию о собственном производстве электрической и тепловой энергии (собственной теплоэлектростанции), а также годовой баланс потребления электроэнергии;

5) сведения о потреблении (производстве) тепловой энергии, приведенные в формах, содержащих информацию о составе и работе котельных (котельных агрегатах, входящих в состав собственной ТЭС), сведения о технологическом оборудовании, использующем тепловую энергию, расчетно-нормативном потреблении теплоэнергии, а также годовой баланс потребления теплоэнергии;

6) сведения о потреблении котельно-печного и моторного топлива, об использовании вторичных энергоресурсов, альтернативных топлив, возобновляемых источников энергии, приведенные в формах, содержащих информацию о характеристиках топливоиспользующих агрегатов, об использовании моторных топлив транспортными средствами и др., а также балансы потребления котельно-печного и моторного топлива;

7) сведения о показателях эффективности использования ТЭР, приведенные в форме, содержащей информацию об удельных расходах ТЭР;

8) сведения об энергосберегающих мероприятиях, приведенные в форме, содержащей информацию об энергоэффективных мероприятиях по каждому виду ТЭР.

Представленные в стандарте типовые формы энергетического паспорта используют в качестве базовых. В зависимости от принадлежности потребителя к той или иной отрасли экономики, особенностей и специфики производственного оборудования и технологических процессов типовые формы энергетического паспорта по рекомендациям Федерального органа исполнительной власти, осуществляющего государственный надзор за эффективным использованием ТЭР, могут быть дополнены и утверждены в составе соответствующего нормативного документа.

При заполнении энергетического паспорта промышленного потребителя ТЭР могут быть использованы нормативные и методические материалы.

21. Баланс электрической энергии. Баланс мощности энергосистемы

1. Понятие «энергетический баланс»

2. Баланс электрической энергии

3. Баланс мощности энергосистемы

1. Энергетический баланс охватывает все элементы энергетического хозяйства от источника получения первичных энергетических ресурсов до полезного использования всех видов энергии потребителями.

Термин «энергетический баланс» означает полное количественное соответствие (равенство) для данного момента времени между расходом и приходом топлива и энергии в энергетическом хозяйстве.

В соответствии с этим энергетический баланс содержит две части: расходную и приходную.

Расходная часть определяет потребность в электроэнергии, теплоте, топливе и других энергоносителях.

Приходная часть отражает уровни добычи и производства топливно-энергетических ресурсов, необходимых для удовлетворения этой потребности.

Наиболее полную характеристику энергетического хозяйства дает общий (единый) энергетический баланс, который может быть разделен на частные балансы: топлива, теплоты, электрической энергии.

Электроэнергетический баланс представляет собой баланс потребности народного хозяйства в электроэнергии и производства ее различными типами электростанций.

Баланс электроэнергии неразрывно связан с балансом электрической мощности – балансом максимальной нагрузки потребителей и генерирующих мощностей с учетом рациональной величины резерва.

По периодам времени различают балансы: текущие (плановые отчетные) – на один год и перспективные – на ряд лет.

Плановый баланс производства и поставок электрической энергии и мощности разрабатывается РАО «ЕЭС России» с участием АО «ЦДУ ЕЭС России» на основании:

ü предложений поставщиков ФОРЭМ (ТЭС, ГЭС, АЭС и АО–Энерго) по поставке электрической энергии и мощности и ориентировочных расчетов тарифов на электрическую (тепловую) энергию и мощность;

ü предложений покупателей ФОРЭМ по балансу электрической энергии и мощности (для потребителей – субъектов ФОРЭМ предложений по объему покупки электрической энергии и мощности).

ФОРЭМ – Федеральный (общероссийский) оптовый рынок электрической энергии (мощности), который является сферой купли–продажи электроэнергии (мощности), осуществляемой его субъектами в пределах ЕЭС России.

При формировании баланса электрической энергии и мощности учитываются:

- потребности отраслей промышленности и населения в электрической энергии и мощности;

- платежеспособности потребителей;

- объемы и структура производства электрической энергии по типам генерирующих источников, электрические мощности электростанций и энергосистем, необходимые для покрытия нагрузок потребителей;

- перетоки электрической энергии и мощности между регионами, странами СНГ, Балтии и Закавказья, а также экспортные (импортные) поставки.

2. В общем виде баланс электроэнергии для энергосистемы может быть представлен следующим образом:

где Эi – выработка электроэнергии, производимой i-м типом электростанции;

Эпок – покупная электроэнергия;

Эj – полезное потребление электроэнергии потребителями;

Эпот – энергия, расходуемая на покрытие потерь;

Эсн – энергия, расходуемая на покрытие собственных нужд электростанций и передающих устройств;

Эвнеш – электроэнергия, продаваемая соседним регионам или идущая на экспорт.

Приходная часть баланса

Суммарная электроэнергия, вырабатываемая электростанциями данного энергообъединения и получаемая от других энергосистем (Эпок), составляет приходную часть баланса электроэнергии. Электроэнергия вырабатывается на тепловых, гидро– и атомных станциях.

Расходная часть баланса

Составление расходной части электроэнергетических балансов – основа для развития энергосистем, энергообъединений, Единой энергетической системы страны. Задача проектирования развития электроэнергетической системы (энергообъединения, ЕЭС) состоит в том, чтобы определить объемы развития электропотребления по группам потребителей и на этой основе найти рациональные пути увеличения мощностей и выработки электростанций или в составлении перспективного баланса энергообъединения.

Потребителями электроэнергии являются:

ü предприятия промышленности (Эпр);

ü электрофицированный транспорт (Этр);

ü коммунально-бытовое хозяйство (Экб);

ü сельское хозяйство (Эсх);

ü непромышленные предприятия (Энепром).

Для расчета электропотребления используется метод прямого счета, основанный на применении укрупненных удельных или обобщенных показателей расхода электроэнергии и плановых или прогнозных данных по объемам производства отраслей народного хозяйства.

Потребность в электроэнергии для действующих (нереконструируемых и нерасширяемых) предприятий определяется на основании отчетного электропотребления с учетом тенденции прогнозов его изменения в перспективе. Для реконструируемых и вновь сооружаемых предприятий – по данным специализированных проектных институтов.

Для промышленных предприятий потребность в электроэнергии, Эпрi, вычисляется по формуле:

Эпрi = э прi · Vпрi,

где э прi – расход электроэнергии на единицу продукции;

Vпрi – планируемый годовой объем продукции i-го промышленного производства.

Удельный расход электроэнергии, как правило, устанавливается на единицу натуральной готовой продукции (например, кВт·ч на 1 т проката). Для производств, характеризующихся большой номенклатурой изделий, устанавливают общезаводской удельный расход с отнесением его в промышленности к 1 млн р. валовой продукции предприятия, а в строительстве к 1 млн р. объема выполняемых строительно-монтажных работ.

Потребление энергии магистральным железнодорожным транспортом зависит от протяженности электрифицированных дорог и рассчитывается на основе удельного электропотребления.

Для ориентировочной оценки перспективного потребления электроэнергии на производственные нужды сельскохозяйственных потребителей используются обобщенные показатели удельного электропотребления в кВт·ч, э сх, на одного сельского жителя, Жсх,

Эсх = э сх · Жсх.

Расход электроэнергии на нужды быта и сферы обслуживания оценивается на основании данных о количестве населения города или сельского населенного пункта, Ж, и удельных норм расхода электроэнергии, э кб, и рассчитывается по формуле:

Экб = э кб · Ж.

Численные значения удельных норм расхода электроэнергии в жилом и общественном секторе зависят от экономического района и должны корректироваться с учетом местных условий и фактически достигнутого в данном городе удельного электропотребления.

Расход электроэнергии на собственные производственные нужды электростанций, Эсн, в значительной мере зависит от выработки электрической и тепловой энергии на электростанциях и колеблется в широких пределах – от 0,3 до 10% – в зависимости от типа электростанции, ее мощности и вида сжигаемого топлива.

Технологический расход электроэнергии на передачу и распределение (потери в сетях) включает «омические» потери электрической энергии в линиях электропередач (ЛЭП) и распределительных линиях разных напряжений, элементах подстанций. Величина потерь в электросетях, Эпот, может быть определена как разница между всей электрической энергией, поступившей в сеть энергообъединения, Эсети, и общим полезным отпуском из этих сетей, Эполез,

Эпот = Эсети – Эполез.

Потери в электросетях (в %) рассчитываются по формуле

ΔЭпот = · 100.

3. Баланс мощности энергосистемы предусматривает соответствие (равенство) между приходной и расходной частью.

Баланс мощности строится отдельно для активной и реактивной мощности.

Приходная часть баланса активной мощности включает суммарную располагаемую активную мощность электростанций данного энергообъединения в момент времени, а также величину активной мощности, получаемой от других энергообъединений.

Расходная часть баланса активной мощности складывается из максимальной активной нагрузки данного энергообъединения, расхода активной мощности на собственные нужды, потерь в электрических сетях, величины активной резервной мощности и активной мощности, отдаваемой в другие энергообъединения.

Приходная часть баланса реактивной мощности включает реактивную мощность электростанций, мощность компенсирующих устройств энергообъединения, зарядную мощность линий электропередачи.

Расходная часть баланса реактивной мощности складывается из реактивной мощности потребителей с учетом собственных компенсирующих устройств и потерь реактивной мощности.

22. Современные системы тарифов на электрическую энергию, используемые в России

1. Современные системы тарифов на электрическую энергию, используемые в России

1. Расчеты с потребителями электрической энергии ведутся согласно «Инструкции о порядке расчетов за электрическую и тепловую энергию». Указанная инструкция, зарегистрированная 28 декабря 1993 г. за № 449 как нормативный акт, носит межведомственный характер и служит законным основанием для регулирования взаимоотношений производителей и потребителей электрической и тепловой энергии. Введение ее в действие произошло с момента опубликования в газете «Российские вести» от 02 февраля 1994 г.

С введением в действие этой Инструкции утратили силу некоторые пункты и разделы Прейскуранта 09–01 «Тарифы на электрическую и тепловую энергию» изд. 1990 г.

Согласно постановлению Совета Министров Правительства Российской Федерации от 30 июля 1993 г. № 737 потребители электрической энергии (кроме населения, сельскохозяйственных потребителей и перепродавцов) при регулировании тарифов распределяются на две группы:

1-я группа – промышленные и приравненные к ним потребители с присоединенной мощностью 750 кВ·А и выше, при расчете с которыми плата взимается по двухставочному тарифу;

2-я группа – остальные потребители, при расчетах с которыми плата взимается по одноставочному тарифу.

Расчет затрат на электроэнергию производится:

– для предприятий с присоединенной мощность до 750 кВ·А – по одноставочному тарифу (умножение тарифа, в рублях, на рассчитанную потребность, в кВт·ч);

– для предприятий с присоединенной мощностью более 750 кВ·А – по двуставочному тарифу.

Одноставочный тариф состоит только из платы за 1 кВт·ч отпущенной потребителю активной электроэнергии, учтенной счетчиком.

Двуставочный тариф состоит из основной платы (годовой) за 1 кВт заявленной потребителем максимальной мощности, участвующей в максимуме нагрузки энергосистемы, и дополнительной платы за 1 кВт·ч потребленной активной электроэнергии.

По соглашению между потребителями и энергоснабжающей организацией может применяться двухставочный тариф, определяемый сторонами в пределах установленного уровня одноставочного тарифа.

Расчеты за электрическую энергию с потребителями 1-й группы за заявленную получасовую мощность в часы максимума энергосистемы должны производиться до начала или в первых числах расчетного периода по отдельному платежному документу энергоснабжающей организации.

Конкретный срок платежа определяется сторонами в договоре.

В случае превышения потребителем договоренной величины электрической мощности в часы максимума энергосистемы оплата производится за фактически потребленную в расчетном периоде мощность по действующему тарифу с применением санкций за превышение договоренной величины электрической мощности в установленном законодательством порядке и размере.

Если фактическая нагрузка потребителя оказывается ниже договорной, то оплачивается величина мощности, указанная в договоре.

Следует отметить, что это обстоятельство снижает стимулирующее воздействие тарифа к уменьшению потребителем своей нагрузки в часы максимума энергосистемы. В зарубежной практике известны тарифы, при которых уменьшение нагрузки по сравнению с договорной поощряется либо снижением ставки, либо выплатой потребителю специальной единовременной премии. Эти поощрения делаются за счет средств, образующихся в связи с возможностью присоединения дополнительных потребителей без необходимости ввода энергоснабжающей организацией новых генерирующих и трансформаторных мощностей, линий электропередач и т. п.

За потребленную энергию потребители первой и второй групп платят по показаниям счетчика электрической энергии.

Население оплачивает используемую им электрическую энергию в пределах своего жилого дома, даже если оно занимается индивидуальной трудовой деятельностью по тарифам для бытовых потребителей.

При занятиях индивидуальной трудовой деятельностью вне пределов жилого дома население рассчитывается по тарифам, установленным для промышленных потребителей после заключения договора или соглашения с энергоснабжающей организацией.

При наличии раздельного по зонам суток учета расхода электроэнергии расчеты с населением производятся по дифференцированным по зонам суток тарифам:

1) часы ночного минимума – по тарифу, составляющему 25% от уровня тарифа, установленного для населения;

2) в остальное время суток по тарифам, установленным для населения;

3) для населения в 30 километровой зоне вокруг действующих АЭС установлены пониженные тарифы в размере 50% оплаты за пользование электрической и тепловой энергией.

Электрическая энергия, отпускаемая на нужды отопления и горячего водоснабжения при установленной мощности приемного устройства 31 кВт и выше, оплачивается по тарифам, дифференцированным по зонам суток.

Тариф на электрическую энергию в часы ночного минимума электрических нагрузок устанавливается на уровне топливной составляющей. Тариф в остальное время суток рассчитывается, исходя из тарифов ночного минимума и среднего тарифа для соответствующих групп потребителей.

При отсутствии необходимых приборов учета потребления по зонам суток объемы электропотребления указываются в договоре.

Потребители, использующие электронагревательные устройства до 31 кВт, могут по согласованию с энергоснабжающей организацией рассчитываться за потребленную электроэнергию по тарифам, дифференцированным по зонам суток.

Потребители, применяющие электронагревательные установки до 10 кВт включительно, платят по тарифам, установленным для населения.

Тарифы на электроэнергию для потребителей в каждом регионе России устанавливаются региональной комиссией (РЭК).

Для стимулирования потребителей соблюдать заданный энергосистемой режим потребления и (или) выработки реактивной мощности вводятся специальные скидки или надбавки.

Скидки (надбавки) за потребление и генерацию реактивной мощности применяются при работе с потребителями, имеющими ежемесячное потребление выше 30 тыс. кВт·ч, кроме населения.

Плата за электроэнергию по двухставочному тарифу с учетом скидки или надбавки δ (%), зависящей от режима реактивной мощности, определяется из выражения

П = (α·Р_max + β·W)·(1 ± δ /100),

где α – плата за 1 кВт заявленного потребителем получасового максимума нагрузки (Р_max) в часы утреннего или вечернего максимумов энергосистемы;

β – плата за 1 кВт·ч потребленной электроэнергии (учтенной счетчиком);

W – количество электроэнергии, потребленной за расчетный период времени.

Скидки (надбавки) за качество электрической энергии применяются при расчете со всеми потребителями.

Скидки применяются в том случае, когда показатели качества электроэнергии (отклонения напряжения и частоты, коэффициенты несинусоидальности, обратной и нулевой последовательности, размах изменения напряжения) ухудшены по вине энергоснабжающей организации. Надбавки применяются, если перечисленные выше показатели качества электрической энергии (кроме отклонений напряжений и частоты) ухудшены по вине потребителя.

Величина скидок (надбавок) зависит от относительного времени превышения нормального допустимого значения показателя качества, установленного ГОСТ 13109–97, и относительного времени превышения максимально допустимого значения, установленного в том же ГОСТ.

Суммарные скидки (надбавки) определяются суммой скидок (надбавок), начисленных по каждому показателю качества.

При расчетах за электроэнергию по двухставочному или дифференцированному тарифу скидки (надбавки) применяются к средней (расчетной) величине двухставочного или дифференцированного тарифа, включающего плату за мощность и энергию.

Оплата по тарифу со скидкой (надбавкой) за качество электрической энергии производится за весь объем электрической энергии, отпущенной (потребленной) в расчетный период.

23. Система тарифов на электроэнергию за рубежом

1. Система тарифов на электроэнергию за рубежом

2. Тарифная политика Hydro Quebec

1. Система тарифов в технически развитых странах основана на учете средних или долгосрочных предельных затрат на производство электрической энергии.

В Великобритании энергоснабжающая организация продает электрическую энергию оптовым перепродавцам по зимним тарифам, включающим в себя и пиковый тариф. Тарифы могут смещаться во времени вместе с максимальной нагрузкой в энергосистеме. Местные розничные тарифы для промышленных потребителей разные.

Самый популярный тариф – двухставочный. Первая ставка учитывает стоимость основного капитала в энергетике: стоимость амортизации зданий, оборудования, линий электропередач, восстановление разрушающихся зданий. Вторая ставка учитывает оборотный капитал: топливо и заработную плату персонала, т. е. учитываются долгосрочные предельные затраты.

Тарифы учитывают количество потребленной электроэнергии и ступенчато уменьшаются при увеличении потребленной энергии. Тариф также зависит от напряжения, на котором потребитель присоединен к питающим его сетям. Для бытовых потребителей плата состоит из стандартной ставки и стоимости потребленной энергии.

Во Франции тоже учитываются долгосрочные предельные затраты. Тарифы изменяются в соответствии с уровнем потребления, графиком нагрузки и временем года.

Для промышленных потребителей применяется двухставочный тариф с дополнительной платой по времени суток и года. Для бытовых потребителей применяется дифференцированный тариф (вечернее, ночное и дневное потребление).

В Греции, Ирландии, Испании, Италии, Финляндии, Швейцарии система тарифов учитывает средние затраты. Тарифы для потребителей высокого напряжения состоят из двух частей: ставки за абонирование (заявленное минимальное электропотребление) и регрессивной ставки за электроэнергию, потребленную сверх абонированной. В бытовых тарифах постоянная плата пропорциональна числу комнат в квартире.

2. Достойной внимания является тарифная политика Hydro Quebec. Согласно данным на 1 января 1995 г., цена на электроэнергию в одной из крупнейших энергокомпаний Северной Америки Hydro Quebec (провинция Квебек в Канаде) является одной из самых низких в Северной Америке и в мире.

Ниже приводятся данные о средних ценах без учета налогов (канадский цент/кВт·ч) по ряду стран: Канада (Квебек) – 3,78; Швеция – 4,95; Австрия – 5,33; Дания – 6,65; Франция – 7,82; Бельгия – 7,83; Германия – 10,1; Великобритания – 10,57; Япония – 11,96; Швейцария – 16,65.

Такая низкая цена на электроэнергию в компании Hydro Quebec является следствием структуры генерирующих мощностей и применяемой достаточно гибкой тарифной системы.

Эта компания является государственной корпорацией, акции которой находятся в ведении министра финансов. Деятельность этой компании регулируется законодательством и Актом о компаниях провинции Квебек.

Политика компании в области тарифообразования сводится к следующему:

1) тарифы унифицированы, и потребители, имеющие схожие характеристики потребления электроэнергии, обслуживаются по одинаковым тарифам, т. е. каждый сегмент рынка имеет один тариф;

2) тарифы максимально отражают затраты на производство и передачу электроэнергии потребителям;

3) при поставке электроэнергии принимаются во внимание условия технологического производства у потребителя, чтобы иметь возможность предложить ему достаточно вариантов, позволяющих эффективно управлять своей нагрузкой;

4) энергокомпания стремится сохранять конкурентоспособность своей продукции;

5) энергокомпания информирует потребителей о структуре тарифов.

В основе построения тарифов на электроэнергию заложены предельные затраты, а при оценке уровня доходности энергосистемы используются средние затраты.

Предельные удельные затраты рассчитываются по уровням напряжений: сверхвысокое – 735 кВ, высокое – 210 кВ, среднее – 25 кВ, низкое – 347/600 и 120/600 В с учетом времени использования мощности для покрытия соответствующей нагрузки (пиковой, среднепиковой и внепиковой).

Тарифы делятся на 2 базовые категории, объединяющие 4 основные группы тарифов для бытовых потребителей и общего назначения.

В каждой тарифной группе произведена дифференциация:

ü по мощности нагрузки;

ü по подводимому к потребителю напряжению;

ü характеру нагрузки в зависимости от сезона года, времени суток, перерывов в энергоснабжении и пр.

Применяемые Hydro Quebec тарифы представлены ниже.

Тарифы для бытовых потребителей (тарифная группа D) предназначены для оплаты электроэнергии, использованной для нужд бытового потребления.

Тарифы общего назначения (тарифные группы Q, M, L) По данным тарифным группам рассчитываются коммерческие и промышленные потребители, а также учреждения:

Ø группа Q – для потребителей с нагрузкой менее 100 кВт;

Ø группа М – для потребителей с нагрузкой от 100 до 5000 кВт;

Ø группа L – для потребителей с нагрузкой 5000 кВт и более.

Тарифы для потребителей, управляющих нагрузкой (для промышленных и приравненных к ним потребителей, участвующих в регулировании графика нагрузки энергокомпаний). Структура тарифов построена таким образом, что оплата за потребленную электроэнергию зависит от временной зоны потребления (часы пиковой, средней внепиковой нагрузки энергосистемы). Такой тариф вынуждает потребителя смещать работу оборудования из пикового периода во внепиковый, а энергокомпания получает возможность уменьшить затраты на содержание и эксплуатацию дополнительных пиковых установок.

Тарифы для бытовых потребителей, использующих биоэнергетические установки, вынуждают потребителя стимулировать использование котельных установок на биотопливе для обогрева помещений и горячего водоснабжения в период максимума нагрузки в энергосистеме.

Тарифы для коммерческих, промышленных потребителей, использующих биоэнергетические установки, вынуждают потребителя использовать свои отопительные установки и системы собственного горячего водоснабжения на биотопливе в часы пиковых нагрузок в энергосистеме, а в период льготных тарифных зон (ночью, в период межсезонных и летних нагрузок) для вышеназванных нужд использовать электроэнергию. Из-за высоких тарифов в часы максимальных нагрузок в энергосистеме потребителям становится выгодным пользоваться органическим топливом для обогрева и горячего водоснабжения.

Тарифы, предусматривающие перерывы в электроснабжении или ограничения подачи энергии. Эти тарифы предоставляют скидку потребителям на электроэнергию при условии, что в период зимнего максимума в энергосистеме по требованию Hydro Quebec потребление электроэнергии будет снижено или прекращено. Уменьшение спроса на электроэнергию в зимний период позволяет энергокомпании не строить дополнительные пиковые газотурбинные установки и избежать повышения себестоимости пиковой электроэнергии.

Тарифы, дифференцированные по времени использования нагрузки (для бытовых потребителей), основаны на долгосрочных предельных издержках. Этот тариф имеет две тарифные зоны: высокий тариф с 06.00 до 11.00 и с 15.00 до 22.00 часов для рабочих дней с декабря по март включительно и зону низкого тарифа все остальное время. Потребители в этом случае заинтересованы в смещении своих нагрузок в зону дешевого тарифа.

Тарифы реального времени (только для расчетов с крупными потребителями) были введены в 1994 г. и предназначены для коммерческих потребителей. Эти тарифы более гибко реагируют на изменения себестоимости электроэнергии в каждый момент времени: тариф состоит из цены на потребленную в данный час электроэнергию (без фиксированной платы за заявленный максимум нагрузки) и фиксированной платы, основанной на прошлом потреблении, с учетом скидок при снабжении на среднем и высоком напряжении, поправки на потери при трансформации, скидки при перерывах в электроснабжении в прошлом и пр. В результате потребитель при оплате по этому тарифу платит не больше, чем при использовании обычных тарифов.

Потребитель уменьшает свои издержки, снижая расход электроэнергии в часы действия повышенного тарифа и увеличивая электропотребление при его понижении. Помимо вышеперечисленных тарифов, для коммерческих потребителей используются тарифные опции (градации).

Опция реализации дополнительного количества электроэнергии применяется, когда реальное потребление отличается от заявленной электроэнергии. Дополнительная электроэнергия продается дороже.

Тарифы переходного периода для предприятий, срок контракта с которыми подходит к концу.

Опция страхования тарифной ставки (страховка на 10 лет от возможного роста ставки тарифов).

Опция оплаты электроэнергии в долларах США предлагается фирмам, по крайней мере, 50% операций которых производится в долларах США. Эти фирмы получают возможность снизить риск от изменения курса валют и поэтому выплачивают Hydro Quebec 3,5% премии для покрытия ее издержек при внезапном изменении курса.

Тарифы сохранения нагрузки предназначены для промышленных предприятий, имеющих серьезные финансовые трудности при условии будущей кредитоспособности.

24. Регулирование тарифов на электроэнергию и мощность

1. Регулирование тарифов на электроэнергию и мощность, поставляемую на ФОРЭМ

2. Регулирование тарифов на электроэнергию и мощность, поставляемую с ФОРЭМ

1. С 1992 г. в России на ограниченный круг продукции производственно-технического назначения, в том числе электрическую и тепловую энергию, введено государственное регулирование цен и тарифов, не противоречащее развитию рыночных отношений. Это подтверждается опытом стран, традиционно считающихся классическими образцами рыночной экономики.

Государственное регулирование тарифов основывается на принципах экономической обоснованности затрат на производство, передачу и распределение энергии, а также себестоимости и прибыли при расчете и утверждении тарифов; открытости; доступности для потребителей и общественности материалов по регулированию; создания условий для привлечения в отрасль инвестиций.

Для обеспечения конкурентных условий формирования тарифов на электроэнергию и мощность, отпускаемую производителями, государственное регулирование тарифов на электрическую и тепловую энергию проводится затратным методом за счет установления на федеральном и региональном уровнях экономически обоснованных тарифов на электрическую энергию (мощность) и тепловую энергию (мощность) и тарифов на услуги, оказываемые на ФОРЭМ и потребительском рынке. В настоящее время для производителей энергии – ТЭС, ГЭС и АЭС федерального уровня – применяются 2 ставки тарифа:

ü на установленную мощность – определяется отношением суммы условно-постоянных затрат на производство энергии к установленной мощности электростанции;

ü на производство электроэнергии – определяются отношением условно-переменных затрат (затраты на топливо) к отпуску электроэнергии с шин электростанции.

В ближайшей перспективе планируется перейти на двуставочные тарифы для всех поставщиков ФОРЭМ (включая избыточные – АО–Энерго), а также для покупателей энергии – дефицитных АО–Энерго и отдельных потребителей.

Перевод на двуставочные тарифы для всех субъектов ФОРЭМ осуществлен с 01.07.97 г. за исключением АО–Энерго Сибири и Дальнего Востока.

Аналогично предполагается перейти на двуставочные тарифы на тепловую энергию и мощность, которые в настоящее время

применяются для отдельных потребителей тепла в порядке эксперимента.

На федеральном уровне регулирующим органом служит ФЭК России, субъектами регулирования – участники оптового рынка (ФОРЭМ). На региональном уровне регулирование осуществляется региональными энергетическими комиссиями (РЭК) субъектов Российской Федерации (их 79 – каждый регион имеет свою РЭК, а Москва и Санкт-Петербург – городскую и областную энергетические комиссии). Субъектами регулирования являются участники розничного (потребительского) рынка электрической и тепловой энергии (мощности).

В процессе рассмотрения и утверждения тарифов на электрическую и тепловую энергию и мощность поставщик представляет на рассмотрение ФЭК, а ФЭК оценивает обоснованность следующих материалов.

По электростанциям:

- экономическое обоснование общей потребности в финансовых средствах (себестоимости и прибыли) электростанций по регулируемым видам деятельности на период регулирования;

- определение видов и объемов продукции (услуг) в натуральном выражении, поставляемых электростанциями;

- распределение общей потребности в финансовых средствах (себестоимости и прибыли) электростанций между видами продукции;

- расчет тарифов: среднего по электростанциям и на каждый вид продукции (электрическая и тепловая энергия и мощность).

Распределение затрат между тепловой и электрической энергией проводится в соответствии с «Методическими указаниями по составлению отчета электростанции и акционерного общества энергетики и электрификации о тепловой экономичности оборудования». При этом общий расход топлива энергетическими котлами ТЭС распределяется между электроэнергией и теплом пропорционально расходам тепла при их условном раздельном производстве. Вся электроэнергия условно считается выработанной по конденсационному циклу, а расход тепла на ее производство, определенный по физическому методу, увеличивается в зависимости от коэффициента ценности отпускаемого тепла. Это позволяет распределить между электрической энергией и теплом топливо, сэкономленное в комбинированном цикле (и затраты), что проявляется в снижении удельных расходов условного топлива на производство электрической и тепловой энергии.

Перед представлением на ФЭК России материалы по регулированию тарифов согласовываются с РАО «ЕЭС России» как организатором ФОРЭМ.

По результатам рассмотрения представленных электростанции материалов ФЭК России утверждает следующие ставки тарифов.

Для тепловых электростанций и ГК «Росэнергоатом»:

- на установленную (или рабочую) мощность;

- на тепловую энергию (мощность) – в качестве рекомендаций для рассмотрения и последующего утверждения тарифов РЭК;

- на электроэнергию (расчетно).

Для взаиморасчетов за фактически поставленную на ФОРЭМ электроэнергию тепловыми электростанциями и ГК «Росэнергоатом» ставка тарифа на электрическую энергию определяется по результатам работы электростанции, исходя из нормативного удельного расхода топлива на производство электрической энергии за отчетный период и фактической цены топлива.

Для гидравлических электростанций:

- на установленную (или рабочую) мощность;

- на электрическую энергию.

По основной деятельности электростанций в качестве продукции выделяются мощность и электроэнергия. Объем отпускаемой в течение регулируемого периода электроэнергии определяется на основании утвержденного баланса. Для расчета тарифа на электрическую мощность используется показатель установленной электрической мощности электростанции. По мере развития методической базы и технических средств учета показатель установленной электрической мощности может быть заменен по решению ФЭК России на показатель электрической рабочей мощности или иной показатель, более точно отражающий степень фактической готовности электростанции к несению электрической нагрузки в любой момент времени.

По тепловой энергии для расчета тарифов электростанций используется показатель полезного отпуска теплоэнергии в сеть коллекторов электростанций. По мере развития методической базы и технических средств учета по теплу по решению ФЭК России может быть использован наряду с полезным отпуском теплоэнергии также показатель тепловой мощности, более точно отражающий степень фактической готовности электростанции к несению тепловой на-грузки в любой момент времени.

2. В порядке рассмотрения и утверждения тарифов на электрическую энергию и мощность, отпускаемую с ФОРЭМ, РАО «ЕЭС России» представляет на рассмотрение ФЭК России, а ФЭК России оценивает обоснованность следующих материалов:

Ø экономическое обоснование общих затрат на получение на ФОРЭМ электрической энергии и мощности;

Ø определение видов и объемов продукции (услуг) в натуральном выражении, поставляемых с ФОРЭМ;

Ø распределение общей потребности ФОРЭМ в финансовых средствах между видами отпускаемой с ФОРЭМ продукции;

Ø расчет тарифов: среднего по ФОРЭМ, на каждый вид продукции и дифференцированных по отдельным регионам на каждый вид продукции.

По результатам рассмотрения представленных РАО «ЕЭС России» материалов, ФЭК России утверждает тарифы на электрическую энергию и мощность, отпускаемую с ФОРЭМ.

Общие затраты на получение на ФОРЭМ электрической энергии и мощности рассчитываются исходя из тарифов и объемов поставок электроэнергии и мощности от всех электростанций и избыточных АО–Энерго – поставщиков ФОРЭМ.

Расчет тарифов на электроэнергию и мощность, отпускаемую с ФОРЭМ, может осуществляться дифференцированно по различным регионам России.

25. Порядок расчета тарифов на электрическую и тепловую энергию, отпускаемую потребителям

1. Порядок расчета тарифов на электрическую и тепловую энергию, отпускаемую потребителям

2. Расчет среднего по энергоснабжающей организации тарифа на электрическую и тепловую энергию

3. Определение одноставочных тарифов для различных групп и категорий потребителей

4. Расчет тарифов на тепловую энергию

1. Для регулирования тарифов на электрическую энергию (мощность) и тепловую энергию (мощность) энергоснабжающая организация представляет в РЭК следующие обоснованные материалы.

1. Баланс электрической энергии и мощности энергоснабжающей организации по обслуживаемому региону, составленный на основе утвержденного ФЭК России баланса и согласованный с РАО «ЕЭС России» или уполномоченного им органом.

2. Расчет полезного отпуска электроэнергии.

3. Потери электроэнергии в электрических сетях по диапазонам напряжения:

высокого (ВН) – 110 кВ и выше;

среднего (СН) – 35 – 6 кВ;

низкого (НН) – 0,4 кВ.

4. Расчет полезного отпуска теплоэнергии.

5. Структуру полезного отпуска электрической энергии и мощности по группам, категориям и отдельным потребителям, в том числе по диапазонам напряжения ВН, СН, НН.

6. Структуру полезного отпуска тепловой энергии и мощности по группам и категориям потребителей.

7. Расчет коэффициентов потерь электрической энергии в сетях по диапазонам напряжения ВН, СН, НН.

8.Расчет расхода условного топлива, в том числе по электростанциям (котельным).

9.Расчет затрат на топливо, в том числе расчет потребности и стоимости топлива по электростанциям (котельным).

10. Расчет затрат на покупную энергию.

11. Смету затрат на производство энергии.

12. Калькуляцию себестоимости производства электрической энергии, передачи и распределения ее в сетях.

13. Калькуляцию себестоимости производства тепловой энергии, передачи и распределения ее в сетях.

14. Расчет стоимости услуг по обслуживанию сетей РАО «ЕЭС России», переданных в эксплуатацию энергоснабжающей организации.

15. Расчет абонентной платы за услуги по организации функционирования и развитию ЕЭС России.

16. Расчет источников финансирования капитальных вложений.

17. Расчет балансовой прибыли, принимаемой при установлении тарифов на электрическую и тепловую энергию.

18. Калькуляция себестоимости производства электрической энергии, передачи и распределения ее в сетях энергоснабжающей организации.

19. Калькуляция себестоимости производства тепловой энергии, передачи и распределения ее в сетях энергоснабжающей организации.

20. Расчет среднего уровня тарифов (по энергоснабжающей организации в целом) на электрическую и тепловую энергию, отпускаемую потребителям (включая потребителей-перепродавцов).

21. Расчет дифференцированных (по диапазонам напряжения) ставок платы за электрическую мощность.

22. Расчет дифференцированных (по диапазонам напряжения) ставок платы за электроэнергию.

23. Расчет дифференцированных (по диапазонам напряжения и времени суток) ставок платы за электроэнергию – по потребителям, оснащенным соответствующими приборами коммерческого учета.

24. Расчет двухставочных тарифов на электроэнергию, дифференцированных по диапазонам напряжения.

25. Сводную таблицу двуставочных тарифов на электроэнергию по группам, категориям и отдельным потребителям.

26. Тарифы на электрическую энергию и электрическую мощность, применяемые для расчетов по группам, категориям и отдельным потребителям.

27. Расчет тарифов на тепловую энергию для потребителей к расчету тарифов на электрическую и тепловую энергию.

Расчетные показатели базового периода определяются:

- по экономическим (стоимостным) показателям (цены, налоги);

- по фактически достигнутым показателям периода, предшествующего регулируемому;

- по показателям производственно-технологического характера (выработка, полезный отпуск, расход и структура топлива) соответствующего периода прошлого года.

В процессе рассмотрения и утверждения тарифов на электрическую энергию (мощность) и тепловую энергию (мощность) РЭК оценивает обоснованность следующих материалов:

- определение видов и объемов продукции (услуг) в натуральном выражении, поставляемых энергоснабжающей организацией потребителям по регулируемой деятельности;

- экономическое обоснование общей потребности в финансовых средствах (себестоимости и прибыли) коммерческих организаций по регулируемым видам деятельности на период регулирования;

- распределение общей потребности в финансовых средствах (себестоимости и прибыли) коммерческих организаций между видами продукции по регулируемой деятельности;

- расчет тарифов: среднего по энергоснабжающей организации и с дифференциацией по группам и категориям потребителей.

По результатам рассмотрения, представленных энергоснабжающими организациями материалов, РЭК утверждает тарифы на электрическую энергию (мощность) и тепловую энергию (мощность) по группам и категориям потребителей региона, обслуживаемого данной энергоснабжающей организацией.

2. Потребность в финансовых средствах на деятельность по производству, передаче и распределению электрической энергии (мощности), Дэ, определяется по формуле

Дэ = Д – Дт.э – Д_ЕЭС,

где Д – общая потребность энергоснабжающей организации по регулируемым видам деятельности;

Дт.э – потребность в финансовых средствах на деятельность по производству, передаче и распределению тепловой энергии;

Д_ЕЭС – стоимость услуг по обслуживанию электрических сетей РАО «ЕЭС России» и услуг, связанных с поддержанием надежного энергоснабжения потребителей, выведенных на ФОРЭМ.

Средние тарифы на электрическую и тепловую энергию, отпускаемую потребителям региона от энергоснабжающей организации, вычисляются следующим образом.

Средний тариф на электрическую энергию, р./(кВт·ч),

= (Дэ – Допт) / Эопт,

где Допт – выручка от реализации электрической энергии и мощности на ФОРЭМ, млн р.;

Э_отп – полезный отпуск электроэнергии потребителям от энергоснабжающей организации, включая отпуск электроэнергии потребителям-перепродавцам, млн кВт·ч.

Средний тариф на тепловую энергию, тыс. р./Гкал:

Т = Дт.э / Qопт,

где Qопт – полезный отпуск теплоэнергии потребителям от энергоснабжающей организации, включая отпуск теплоэнергии потребителям-перепродавцам оптовых перепродавцов, тыс. Гкал.

3. Для категорий мелких и средних потребителей рассчитанные двуставочные тарифы преобразовываются в одноставочные.

Указанное преобразование, р./кВт·ч, осуществляется следующим образом:

= ()/ ,

где – итоговый одноставочный тариф i-го потребителя;

– ставка тарифа на электрическую мощность, соответствующая диапазону напряжения /-го потребителя;

– максимальная заявленная электрическая нагрузка потребителя;

– ставка тарифа на электроэнергию;

– повременная электроэнергия.

4. Дифференциация среднеотпускного тарифа на теплоэнергию по категориям потребителей осуществляется на основе соблюдения следующих основных принципов:

ü соответствие тарифов, устанавливаемых для различных категорий потребителей, реальным затратам энергоснабжающей организации по теплоснабжению данных потребителей;

ü равноприбыльность теплоснабжения различных категорий потребителей.

Дифференциация среднего тарифа на теплоэнергию, отпускаемую потребителям из сетей энергоснабжающей организации, проводится с учетом различия в удельных затратах на производство, передачу и распределение конкретных видов тепловой энергии: пар различных параметров, горячая вода.

26. Расчет экономической эффективности работы электростанции по двухставочному тарифу

1. Метод расчета двухставочного тарифа

2. Пример расчета экономической эффективности работы электростанции по двухставочному тарифу

1. Разные электростанции имеют разные затраты на выработку электроэнергии и содержание своей установленной мощности. Это зависит от типа электростанции (ТЭС, ГЭС или АЭС), вида топлива ТЭС (уголь, газ, мазут), единичной мощности энергоблоков (котлов и турбин), состава оборудования электростанции и других факторов. Однако для всех электростанций независимо от их типа затраты можно условно разделить на постоянные и переменные.

Постоянные затраты не зависят от того, вырабатывает ли электростанция электроэнергию или простаивает без нагрузки. Постоянные затраты включают затраты на содержание администрации, промышленно-производственного персонала, зданий и сооружений, а также отчисления на амортизацию производственного оборудования, расходы на техническое обслуживание и ремонт оборудования, налог на имущество, плату за землю, затраты на обслуживание заемного капитала и доходы акционеров.

Переменные затраты включают в основном расходы на топливо для выработки электроэнергии и прочие небольшие затраты, которые имеют место только тогда, когда на электростанции вырабатывается электроэнергия.

Соотношение постоянных и переменных затрат зависит в основном от типа электростанции. Так, на ТЭС основные расходы идут на покупку топлива и составляют 65–70 % всех затрат на ТЭС. ГЭС, наоборот, имеют низкие переменные затраты, составляющие около 5 % всех расходов, и высокие постоянные затраты, обусловленные большой стоимостью гидротехнических сооружений.

Именно разделение затрат на постоянные и переменные положено в основу расчета двухставочных тарифов (отдельно на мощность и электроэнергию). При этом в основу расчета тарифа на мощность положены постоянные затраты, а тарифа на электроэнергию – переменные затраты.

Любая электростанция, продающая свою мощность и электроэнергию, должна через свои тарифы компенсировать свои затраты и дополнительно получать прибыль. Поэтому тариф в полном объеме рассчитывается как составляющая следующих двух основных слагаемых: затрат (себестоимости) и прибыли.

1. Тариф на мощность, поставляемую электростанцией на оптовый или потребительский рынок в расчете на 1 мес., определяется следующим образом:

где – постоянные годовые затраты на содержание установленной мощности электростанции;

П_М– прибыль электростанции, относимая на мощность;

Р_УСТ– установленная мощность электростанции.

Тариф на мощность для потребителя определяется по формуле:

где Р_заяв._макс – среднемесячный заявленный потребителем максимум нагрузки.

Значение среднемесячного заявленного потребителем максимума нагрузки указывается в договоре на электроснабжение, подписываемого между электростанцией и потребителем.

Тариф на мощность у потребителя всегда больше тарифа на мощность у электростанции во столько раз, во сколько раз установленная мощность электростанции Р_УСТ превышает заявленный потребителем максимум нагрузки Р_заяв._макс. Отсюда следует, что в своем тарифе на мощность электростанция заранее закладывает затраты на содержание всей своей установленной мощности, а не только той мощности, которая нужна потребителю и которая заявляется потребителем в договоре. При этом тариф для потребителя постоянно завышается. В этом состоит недостаток используемого метода расчета тарифа на мощность.

Дополнительно тариф у потребителя возрастает на значение потерь мощности при ее передаче по ЛЭП от электростанции к потребителю. Однако потери мощности носят объективный характер, и компенсация в тарифе затрат на восполнение потерь мощности вполне оправдана.

2. Тариф на электроэнергию, продаваемую электростанцией на потребительский рынок, оценивается по выражению:

где З_топл – затраты на топливо;

– прибыль, относимая на электроэнергию;

– количество годовой электроэнергии, отпускаемой электростанцией на рынок.

Тариф на электроэнергию для потребителя определяется по формуле:

где – количество потребленной электроэнергии (в расчете за 1 год). Количество потребляемой электроэнергии указывается в договоре, заключаемом между электростанцией и потребителем.

Тариф на электроэнергию у потребителя всегда выше, чем тариф на электроэнергию у электростанции на значение потерь электроэнергии при ее передаче по ЛЭП, определяемое отношением Э_ОТП/Э_ПОТР.

Определим прибыль электростанции. В результате своей хозяйственной деятельности (продажи мощности и электроэнергии) электростанция получит следующий объем выручки (товарной продукции):

ТП = = Р_{заяв. макс} + .

Полные затраты, понесенные электростанцией на содержание мощности и выработку электроэнергии, определяются по формуле:

З = b_УД·Ц·Э_ОТП + ,

где b_УД – удельный расход топлива на отпуск электроэнергии;

Ц– цена топлива;

– удельные постоянные годовые затраты на эксплуатацию установленной мощности.

Первое слагаемое затрат представляет собой переменные (топливные) затраты, а второе слагаемое – постоянные затраты (на содержание мощности электростанции).

Прибыль хозяйствующей организации (электростанции) устанавливается как разница полученной выручки от реализации продукции и понесенных полных затрат на выработку этой продукции, т. е.

П = ТП – З.

2. Содержание задания.

В соответствии с представленными в таблице исходными данными и описанными выше методами расчета тарифов и прибыли необходимо выполнить следующие расчеты.

1. Оценить плановые и фактические (отдельно на мощность и на электроэнергию) тарифы для электростанции.

2. Определить плановые и фактические тарифы на мощность и электроэнергию для потребителей.

3. Рассчитать плановый и фактический размер выручки, затрат и прибыли при продаже продукции (электроэнергии и мощности) на потребительском рынке.

4. Проанализировать возможные объемы дополнительной продажи мощности и электроэнергии и тарифы в соседнюю энергосистему (на оптовый рынок).

5. Оценить предельный минимальный тариф на электроэнергию, при котором продажа мощности и электроэнергии в соседнюю энергосистему (на оптовый рынок) еще будет приносить прибыль.

Таблица Технико-экономические показатели работы электростанции по двухставочному тарифу (отдельно на мощность и электроэнергию)

Показатель

План

Факт

Цена угольного топлива Ц_уг, руб/т

150

Калорийный эквивалент угля k

0,50

0,45

Установленная мощность энергоблока Р_УСТ, МВт

200

Отпуск электроэнергии на розничный рынок Э_отп, тыс. МВт·ч